Релейная защита трансформатора ГПП. Часть 2.

Страницы:   1   2   3

---

2.3. Построение картограммы и определение теоретического центра электрических нагрузок

 

Для определения местоположения ГПП и ЦТП на ситуационном плане предприятия строится картограмма нагрузок цехов, которая выполняется по результатам определения расчетных нагрузок цехов.

Картограмма строится из условия, что площадь кругов на картограмме в выбранном масштабе равняется полной нагрузке цехов. Радиус круга определяется по формуле:

ri=√(S(р.i)/(m∙π))

где S(р.i) – расчетная низковольтная (высоковольтная) нагрузка i-го цеха, кВА;

m – выбранный самостоятельный масштаб, кВА/мм².

 

Нагрузка до и выше 1000 В чертится отдельными кругами.

Рассчитанные величины сводятся в таблицы 4 и 5.

Для определения местоположения ГПП необходимо найти центр электрических нагрузок.

На ситуационном плане предприятия произвольно наносятся оси координат X и Y. Координаты центра электрических нагрузок (местоположения ГПП) определяются по формулам:

где X_i, Y_i – координаты центра i-го цеха.

Таблица 4 – Расчет картограммы низковольтной нагрузки

 

Таблица 5 — Расчет картограммы высоковольтной нагрузки

 

Произведен расчет местоположения ГПП. По полученным Спроектировано место расположения ГПП.

Картограмма нагрузок представлена в приложении а.

 

3. Выбор схемы внешнего электроснабжения

3.1. Расчет 1-го варианта схемы внешнего электроснабжения

 

На основании анализа расчетной нагрузки предприятия, расстояния ее от источников питания и ее параметров, принимается решение о необходимости сооружения ГПП.

Число трансформаторов ГПП зависит от категории надежности потребителей на предприятии [4]. степень надёжности определяться в зависимости от назначения электроустановки, её мощности и перспектив развития. В данном случае надёжность может быть охарактеризована как способность системы электроснабжения и отдельных её элементов обеспечивать выполнение поставленных перед ними задач по бесперебойному питанию электроэнергией данного предприятия, не приводящему к срыву плана производства и к авариям в электрической и технологической частях.

Цеха имеют 1 категорию надежности (что требует установки 2-х трансформаторов) в связи с тем, что перерыв электроснабжения может вызвать повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовому браку продукции, нарушению сложного технологического процесса [1].

Необходимая мощность трансформаторов на ГПП определяется по формуле [5].

 

После этого выбирается ближайшая стандартная мощность трансформаторов ГПП S_н.т и их технические параметры. Технические параметры трансформаторов приведены в таблице 6.

Так как по полученным расчетам необходимо выбрать ТД-15000/35, трансформатор является старого типа и при проектировании на перспективу их не применяют. Трансформаторы ТДН–16000/110 проходят по коэффициенту загрузки трансформатора в послеаварийном режиме, так как не превышают допустимую 1,4, вследствие этого нет необходимости отключать часть потребителей III категории в этом режиме.

Таблица 6 — Технические параметры трансформатора

 

Проверим трансформатор по коэффициенту загрузки.

На основании анализа возможных источников питания, имеющихся уровней напряжения, расстояния от предприятия, а также мощности самого предприятия намечают два варианта внешнего электроснабжения: 1 вариант для подстанции 110 кВ, а 2 вариант для подстанции 35 кВ. Для технико-экономического сравнения из напряжений, имеющихся на подстанции энергосистемы, выбираем ближайшие стандартные 110 и 35 кВ.

Все расчеты выполняются для первого варианта, а данные расчетов для второго варианта сводятся в соответствующие таблицы.

Для технико-экономического сравнения из напряжений, имеющихся на подстанции энергосистемы, выбираются ближайшие стандартные 110 и

35 кВ.

Далее определяются технико-экономические показатели для следующих вариантов:

1) Строительство ВЛ – 110 кВ от ПС – 110/10 кВ, находящейся на расстоянии 2 км от предприятия;

2) Строительство ВЛ – 35 кВ от линии 35 кВ, находящейся на расстоянии 2 км от предприятия.

Определяются потери мощности в трансформаторах ГПП и рассчитываются нагрузки предприятия с учетом потерь в трансформаторах.

Потери мощности в трансформаторе:

 

где nТ – количество трансформаторов ГПП;

Кз – коэффициент загрузки трансформатора;

∆Рх.х, ∆Рк.з – потери мощности холостого хода и короткого замыкания для трансформатора, кВт;

Iх.х – ток холостого хода трансформатора, %;

Uк.з – напряжение короткого замыкания для трансформатора, %.

∆Ртр=2·21+2·86·0,57^2=98 кВт.

Определение расчетной нагрузки с учетом потерь в трансформаторах:

Определение времени максимальных активных потерь:

Расчет потери активной энергии в трансформаторе:

∆А(тр а)=n(∆Р(х.х.)·Тг+К(з.н)^2∙∆Р(к.з)∙τ)

где τ – значение времени максимальных потерь

∆А(тр а)=2∙(21·8760+0,3249∙86∙6202)=715 тыс.кВт·час/год;

∆А(тр р)=(n∙S(н.тр))/100(∆I(х.х.)·Тг+К(з.н)^2∙∆U(к.з)∙τ)

∆А(тр р)=(2∙16000)/100 (0.85·8760+0.3249∙10.5∙6202)=915 тыс.кВт час/год;

Результат расчетов сводим в таблицу 7.

Таблица 7 — Результаты расчетов потерь мощности в трансформаторе ГПП

 

3.1.1. Выбор и проверка линий

 

Выбор сечения питающей линии, которая осуществляет питание ГПП по экономической плотности тока, выполняется по требованиям ПУЭ и проверяется на нагрев.

Для графика работы предприятия эконмическая плотность тока J_эк=1,2 А/мм², согласно — [2].

Т_mаx=5840 ч/год.

Определение расчетного тока и экономического сечения провода линии:

 

где n=2 – количество линий;

U_н – напряжение питающей линии, кВ.

Принимается провод марки АС-185/29.

Технические данные выбранного провода:

r₀=0,129 ом/км – удельное активное сопротивление провода;

х₀=0,413 ом/км – удельное реактивное сопротивление провода;

I_доп=500 А – продолжительный допустимый ток.

Определение допустимого нагрева в послеаварийном режиме по условию:

I_доп 2·I_р;

I_доп 2·49,8=99,6 А.

где I_доп – ток линии в послеаварийном режиме, А.

Условие по нагреву выполняется.

Ток в линии в послеаварийном режиме:

Принятое стандартное сечение линии проверяется по допустимым потерям напряжений в нормальном и послеаварийном режимах:

где р, Q – активная и реактивная нагрузки линии, кВт, квар;

∆U_{ав %}=2·∆U_н=2·1,3=2,6 %.

r=r₀·1, x=x₀·1 – активное и реактивное сопротивление линии, которые определяются по удельным значениям сопротивлений и длине питающей линии, Ом.

r=r₀·1=0,129·2=0,258 Ом;

x=x₀·1=0,413·2=0,826 Ом.

где l=2 км – длина линии питания для данного варианта.

Так как потери напряжения не превышают допустимые, которые равняются ∆U_н.доп=5%; ∆U_ав.доп=10%, то выбранная линия проходит по потерям напряжения.

Результаты выбора и проверки линии вводятся в таблицу 8.

Таблица 8 – Выбор и проверка линии¸ которая питает ГПП

 

Определение потери мощности в линии:

∆Рл=3·Iр^2∙R∙nT=3·2450,25·0,258·2=3793 тыс.кВт

∆Qл=3·Iр^2∙X∙nT=3∙2450,25∙0,826∙2=12143 тыс.кВт

Время максимальных потерь, ч:

 

где Т_М – число часов использования максимума нагрузки — [3].

Расчет потери электроэнергии в линиях:

∆Аал=∆Рл∙τ=3793·6202=23524 кВт·час/год;

∆Алр=∆Qл∙τ=12143·6202=75310 кВт·час/год.

Суммарные потери энергии по варианту электроснабжения:

∆АаΣ=∆А(тр а)+∆А(л а)=715+23524=738524 кВт·час/год;

∆АрΣ=∆А(тр р)+∆А(л р)=915+75310=990310 кВт·час/год;

Результаты расчетов мощности и электроэнергии в линии сводятся в таблицу 9.

Таблица 9 – Потери мощности и электроэнергии в линии

 

3.1.2.Технико-экономические обоснование проектных решений

 

Экономичность вариантов определяется приведенными затратами на систему электроснабжения. Этот критерий, используемый при выполнении следующих условий сравнения вариантов:

• сопоставление цен на электрическое оборудование;
• одинаковая надежность электроснабжения в вариантах (не менее 0,996);
• одинаковый производственный эффект ( при любом варианте электроснабжения потребителей от шин источника питания будет отпущено одинаковое количество электроэнергии);
• одинаковый срок сооружения объектов.

Приведенные затраты рассчитываются по выражению:

С=Ен∙КΣ+ИΣ=0,15·645800+2136459=2233329 руб/год;

где  – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений равняется для нефтеперерабатывающей промышленности 0,15 за 1/год;

Суммарные капиталовложения:

КΣ=Кэс+Коб+Кл=79800+26000+540000=645800 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения состоят из капиталовложений в дополнительное оборудование для покрытия потерь мощности в сети  , капиталовложений в оборудование  и капиталовложений в линию .

Стоимость дополнительного оборудования для покрытия потерь мощности в сети:

Кэс=Куд^эс·(∆Рл+∆Ртр )=79800 тыс.руб

Суммарные затраты:

ИΣ=Ил+Иобл+И∆WΣ=43200+25392+2067867=2136459 руб.

Суммарные затраты составляются эксплуатационных затрат на линии Ил:

Ил=Рл/100∙Кл=8/100∙540000=43200 тыс.руб/год.

где,Иобл — эксплуатационные затраты на оборудование.

где Рл — нормы отчислений от капитальных вложений на эксплуатацию линий, %; — [6].

Эксплуатационные затраты на оборудование — Иобл:

Иобл=Робл/100∙(Кобл+Кес )=24/100∙(26000+79800)=25392 руб/год.

где Робл — нормы отчислений от капитальных вложений на эксплуатацию оборудования, %; — [6].

Эксплуатационные затраты, связанные с покрытием потерь электроэнергии, И∆WΣ, тыс.руб/год .

И∆WΣ=b·∆ааΣ=2,8·738524=2067867 руб/год.

где b= 2,8 руб/1кВ·час – стоимость электроэнергии;

∆ааΣ – потери активной электроэнергии в элементах сети, кВт·час.

Расчет годовых затрат представлен в таблице 10.

Таблица 10 – Расчет годовых затрат

 

Таблица 11 – Экономический расчет

 

Капитальные затраты на построение линии определяется:

Кл=Кло∙l∙n=135000·2·2=540000 тыс.руб.

где: Кло — капитальные затраты на построение 1 километра линии согласно — [6]., тыс.руб/км;

l — длина линии, км.

Результаты расчетов капитальных затрат на построение линий сводятся в таблицу 12.

Таблица 12 – Капитальные затраты на построение линий

 

3.1.3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей ГПП

 

Все аппараты и токоведущие части выбираются по условиям работы в нормальном режиме, на термическую и динамическую стойкость.

Выбор оборудования для U-110/10 кВ представлено в таблице 13.

Таблица 13 – Выбор оборудования U-110 кВ

 

Выбор выключателей на стороне 110 кВ:

Согласно — [7]. выбор выключателей производится по следующим параметрам:

по номинальному напряжению:

U(B ном)≥U(с ном);

по току продолжительного режима:

I(B ном)≥Inа;

Проверяется по:

термической стойкости:

Iтерм^2∙tтерм≥Вк;

электродинамической стойкости:

i(пр.с)≥i(n z );

отключающей способности на симметричный ток отключения:

I(пр.с)≥I(n z);

отключающей способности апериодической составляющей тока отключения:

√2·βном∙I(отк.ном)≥i(а z).

где I(отк.ном) – номинальный ток отключения выключателя;

βном — номинальное значение апериодической составляющей в отключаемом токе.

При определении длительного максимального рабочего тока учитывается коэффициент перегрузки кn=1,5.

Наибольший ток протекающий через выключатель 110 кВт ГПП равен:

Inа=(Kn∙S(T ном))/(√3∙U(ВН ном) )=(1,5∙16000)/(1,73∙110)=126,1 А.

Минимальный номинальный ток элегазовых выключателей на 110 кВ, выпускаемых промышленностью I_ном = 2000 А, поэтому выбирается из — [7]. к установке в РУВН 110 кВ выключатели типа 3ар1FG-145/еK (Siеmеns). Проверку выбранного для установки выключателя производится табличным способом, где размещается расчетные и каталожные данные.

Таблица 14 – Проверка выключателя по условиям

 

 

Проверка показала, что выбранный выключатель подходит данным условиям и принято решение к установке в РУВН 110 кВ выключатели типа 3ар1FG-145/еK (Siеmеns).

Выбор выключателей на стороне 10 кВ.

Для выбора выключателей на стороне 10 кВ будут использоваться те же условия, что и для выбора выключателей на стороне 110 кВ:

Для вводных ячеек из [8] выбираются выключатели типа SIоN 3ае5 (Siеmеns)с номинальными данными, представленными в таблице 15.

Таблица 15 – Проверка выключателя по условиям

Выбранный выключатель SIоN 3ае5 (Siеmеns) удовлетворяет всем условиям выбора.

В качестве секционного выключателя выбирается выключатель типа ВВЭ-10-20/1600У3 с номинальными параметрами, представленными в таблице 16. В той же таблице представлены расчетные параметры.

Длительный рабочий ток секционного выключателя равен:

где коэффициент перегрузки кn=0,75.

Таблица 16 – Проверка выключателя по условиям

 

Таким образом, по всем параметрам выбранный секционный выключатель проходит.

Выбор разъединителей на стороне 110 кВ.

Выбор разъединителей осуществляется по следующим условиям — [7].:

по напряжению:

U(р ном)≥U(с ном);

по длительному току рабочего режима:

I(р ном)≥Inа;

Проверка:

по динамической стойкости:

iу≤i(дин );

по термической стойкости:

Iтерм^2∙tтерм≥Вк;

Выбор производится в табличной форме. Из — [9] выбирается разъединитель типа РВС-110У1 удовлетворяющий условиям РД-153-34.0-20.527-98.

Таблица 17 – Проверка выключателя по условиям

 

На основании табличных данных в РУ-110 кВ выбираются разъединители РВС-110У1.

На рисунке 2 представлена внешняя схема электроснабжения предприятия.

 

3.2. Расчет 2го варианта схемы внешнего электроснабжения

 

Расчет выполняется аналогично с первым вариантом.

Таблица 18 – Технические параметры трансформаторов

 

Потери мощности в трансформаторе:

 

где nТ – количество трансформаторов ГПП;

Кз – коэффициент загрузки трансформатора;

∆Рх.х, ∆Рк.з – потери холостого хода и короткого замыкания для трансформатора, кВт;

Iх.х – ток холостого хода трансформатора, %;

Кзн – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

Uк.з – напряжение короткого замыкания для трансформатора, %.

Определение расчетной нагрузки с учетом потерь в трансформаторах:

Определение время максимальных активных потерь:

Потери электроэнергии в трансформаторе:

---

Страницы:   1   2   3