Файл: Дипломного проекта Электроснабжение и электропривод насосной станции.doc

Выбор трансформаторов ППЭ производится согласно ГОСТ 14209-85, то есть по расчетному максимуму нагрузки S_m по насосной станции намечаются два стандартных трансформатора (первичное напряжение 35-220 кВ, вторичное 6-10 кВ).

Намеченные трансформаторы проверяются на эксплуатационную (систематическую) и послеаварийную перегрузки. В ряде случаев проверка на эксплуатационную перегрузку не имеет смысла, тогда проверка ведется только по послеаварийному режиму.

Трансформаторы ПГВ могут иметь мощности 4-80 МВА и всегда принимаются с регулированием под нагрузкой (РПН).

Определяем номинальную мощность трансформаторов по условию [5]:





Предварительно принимаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000 с S_ном.m = 10 000 кВА.

Определим среднеквадратичную полную мощность по суточному графику нагрузок насосной станции (рис.2.12) по одной из следующих формул [12]:

(3.1)

(3.2)

где cos_с.в. - средневзвешенный коэффициент мощности.

Полная среднеквадратичная мощность по (3.2)



Так как, S_cp.кв (17502,7 кВА) < 2S_ном.т (20000 кВА), то проверки на эксплуатационную перегрузку не требуется.

Проверка по послеаварийному режиму.

Определим начальную нагрузку К1 эквивалентного графика из выражения [13]:

(3.3)

где S_i - полные мощности (из графика нагрузок) при которых трансформатор недогружен, то есть S_i < S_ном.m;

t_i — интервачы времени, в которые трансформатор недогружен.

В данном случае К₁ = 0.

Определим предварительное значение нагрузки К₂' эквивалентного графика нагрузки из выражения [13]:



где S_i' — полные мощности (из графика нагрузок) при которых трансформатор перегружен, то есть Si' > S_ном.m;

h_i - интервалы времени, в которые трансформатор перегружен.

---

В данном случае



Сравним предварительное значение К₂' с К_mах исходного графика; если К₂'0,9  К_mах, то принимаем К₂ = К₂'; если К₂' < 0,9  К_mах, то принимаем К₂ = 0,9  К_mах.



Тогда К₂ = К₂' = 1,75

Для перегрузки t_п = 24 часа (по графику нагрузок), К₁ = 0, системы охлаждения трансформатора «Д» и среднегодовой температуры региона +8.4°С (для Омска) К_2доп = 1,4 [13, 14].

В данном случае К₂  К_2доп. Таким образом, трансформаторы типа ТДН-10000 не удовлетворяют условиям выбора. Берём более мощный трансформатор ТДН – 16000 с S_ном.т = 16000 кВА.
S_cp.кв (17502,7 кВА) < 2S_ном.т (32000 кВА).

Тогда К₁ = 0, а , отсюда:



Так как К₂’  0,9 К_max , то К₂ = К₂' = 1,09.

Выбранный трансформатор ТДН – 16000 удовлетворяет условию К₂  К_2доп.
3.3. Выбор УВН и рационального напряжения.

Для выбора УВН и рационального напряжения питания необходимо наметить несколько вариантов возможных технических решений, лучший из которых определяется на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Чтобы наметить варианты рационального напряжения для ТЭР воспользуемся формулой [15]:



где P_m - расчетная активная мощность, МВт;

l - расстояние от ИП до ППЭ, км.
Рациональное напряжение для расстояния 1 = 4 км и расчетного максисмума P_M =16,190 МВт находится в пределах 35 -110 кВ, таким образом для рассмотрения намечаем варианты с напряжением 35 и 110 кВ.
При выборе УВН учитываются следующие факторы:

- расстояние до системы;

- уровень надежности потребителей;

- вид схемы питания: радиальная, магистральная и т.п.;

- окружающая среда:

• 
  особые условия надежности.
  

---

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятии, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

Для предприятий средней и большой мощности, получающих питание от районных сетей 35, 110, 220 и 330кВ, широко применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняются на первичном напряжении 35-220кВ без сборных шин.

Наибольшее распространение получили следующие схемы:

• 
  схема отделитель-короткозамыкатель при питании предприятия по магистральной линии и разъединитель-короткозамыкатель при питании по радиальной линии. В данной схеме отключающий импульс от релейной защиты подается на короткозамыкатель, который создает искусственное короткое замыкание, что приводит к отключению головного выключателя линии. При питании по магистральной линии отделитель во время безтоковой паузы срабатывает, отделяя УВН от линии, и через выдержку времени устройство автоматического повторного включения (АПВ) на головном выключателе подает на него включающий импульс и линия вновь включается, обеспечивая электроснабжение оставшихся потребителей. При радиальной схеме устройство АПВ на головном выключателе не устанавливается, следовательно отделитель в схеме не нужен. Применение данной схемы, при малых расстояниях от подстанции до короткозамыкателя (до 5 км), не рекомендуется из-за возникновения километрического эффекта;
  
• 
  схема глухого присоединения линии к трансформатору через разъединитель является более дешевой по сравнению с предыдущей при малых расстояниях (рис.3.1а). Отключающий импульс в данной схеме подается по контрольному кабелю на головной выключатель;
  
• 
  в последнее время широкое распространение получила схема с выключателем на стороне высокого напряжения (рис.3.1б).
  

В нашем случае, при длине ЛЭП до насосной станции равное 4 км, потребители электроэнергии I категории, подходят две последние, выше указанные, схемы (рис.3.1). Питание осуществляется по радиальным схемам с нормальной окружающей средой.

---

С учётом вышеперечисленного для рассмотрения в ТЭР намечаем четыре варианта:

1. 
   U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1а;
   
2. 
   U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1а;
   
3. 
   U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б;
   
4. 
   U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б.
   

Окончательный вариант выберем на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Целью технико-экономического расчета является определение приведенных годовых затрат на монтаж и эксплуатацию оборудования. Наиболее экономичным решением электроснабжения является вариант, отвечающий требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты отличаются на 5-10% (возможная точность расчетов), предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капиталовложениями, с лучшими качественными показателями.

При проведении ТЭР критерием оптимальности решения являются меньшие расчетные (приведенные) затраты, определяемые по следующему выражению [14]:

З_i = И_i + Е_н · К_i + У_i, (3.5)

где Е_н = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год;

К - капиталовложения в электроустановку, руб/год;

И - годовые издержки производства, руб/год:

И = И_а.о+ И_пот, (3.6)

И_а,о = _а.о  К -амортизационные отчисления и издержки на обслуживание электроустановки (текущий ремонт и зарплата персонала), руб/год;

_а.о - норма отчислений, о.е;

И_nom - издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке, руб/год:

И_пот = И_пот.т – И_пот.л (3.7)

И_пот.т и И_пот.л. - издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередач (ЛЭП) соответственно, руб год.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов, руб/год [16]:

(3.8)

где n - число трансформаторов в группе;

Р_х и Р_к - соответственно номинальные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

С_э.х и С_э.к - стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно (см. рис.6.2[16]), руб/(кВт-ч);

Т — время работы трансформаторов (при его работе круглый год Т = 8760 ч/год), ч/год;

S_m - расчетная полная мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, кВА

---

;

S_hom — номинальная мощность трансформатора, кВА;

 - время максимальных потерь, ч/год [5]:

(3.9)

Стоимость потерь энергии для линий, руб/год [16]:

И_пот.л = Э_л  С_э (3.10)

Потери энергии в ЛЭП, кВтч/год

(3.11)

где S - полная мощность, передаваемая по ЛЭП, ВА;

U — номинальное напряжение ЛЭП, кВ;

г_о — удельное активное сопротивление ЛЭП, Ом/км;

L - длина ЛЭП, км;

n - число параллельно включенных ЛЭП.

Потери энергии в трансформаторах

(3.12)

Ущерб от перерыва электроснабжения определяется по формуле:

У = Т_пер Р_рУ_о, (3.13)

где У_о - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/(кВт-ч);

Т_пер — среднегодовое время перерыва электроснабжения, ч/год;

Р_р - расчетная активная мощность, потребляемая предприятием, кВт.

Для определения времени перерыва электроснабжения необходимо произвести оценку надежности элементов электроснабжения по следующим выражениям [10]:

параметр потока отказов линии или присоединения

(3.14)

среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения

(3.15)

коэффициент аварийного простоя

k_a = _a  T_в, (3.16)

коэффициент планового простоя

k_n = 1,2 k_ni.max; (3.17)

коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения, соответственно для второй линии

k_2a.n = 0,5  _a  k_n npu k_n  Tв_; (3.18)

k_2a.n = k_a  (k_n  0,5  Tв_) npu k_n > Tв_; (3.19)

коэффициент аварийного простоя двух линий или присоединений при одинаковых параметрах надежности

k_nep = k_a²

---