Проектирование системы электроснабжения промышленного района

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     8. Выбор мощности трансформаторов.

 

      8.1 Общие положения

Выбор трансформаторов заключается в определении их требуемого числа, типа номинальных напряжений и мощности, а также группы включения обмоток.

Число трансформаторов на подстанции выбирают обычно 1 или 2, при этом при проектировании подстанции необходимо учитывать требования резервирования, исходя из следующих основных положений.

Потребители первой категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии, при этом может быть обеспечено резервирование питания и всех других потребителей. При питании потребителей первой категории от одной подстанции для обеспечения надежности питания необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана так, чтобы при выходе из строя одного из них второй (с учетом допустимой перегрузки) обеспечивал питание всех потребителей первой категории.

Потребители второй категории должны быть обеспечены резервом, вводимым автоматически или в результате действий дежурного персонала. При питании от одной подстанции следует иметь два трансформатора. В случае выхода из строя одного из них, на время замены трансформатора, может вводиться ограничение питания потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора.

Потребители третей категории могут получать питание от однотрансформаторной подстанции при наличии «складского» резервного трансформатора.

При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения явного и неявного резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформатора в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы. Мощность трансформаторов должна обеспечивать потребную мощность в режиме работы после отключения поврежденного трансформатора в зависимости от требований, предъявляемых потребителями данной категории.

Надежность электроснабжения достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов (второй в нормальном режиме работы может быть, как отключен, так и включен). При этом любой из оставшихся в работе трансформаторов (при аварии с другим) обеспечивает полную потребную мощность. Покрытие потребной мощности может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности.

В местностях, где среднегодовая температура отличается от θс.г=5˚С, номинальная мощность трансформатора или снижается с повышением температуры или повышается с снижение температуры. С учетом этого номинальную мощность трансформатора можно определить по формуле:

       

где Sпасп – номинальная паспортная мощность трансформатора для θс.г=5˚С; θс.г – реальная среднегодовая температура для данной местности.

 Потери мощности в трансформаторах

Приемники электроэнергии присоединяются к сетям высокого напряжения, как правило, через трансформаторы. Трансформаторы, имеющие значительные сопротивления, влияют на потери энергии в сети, на отклонения напряжения у потребителей и потому должны учитываться при расчетах и анализах работы сетей.

Потери мощности в трансформаторах можно разделить на две части: не зависящие и зависящие от их нагрузки.

Потери в стали трансформаторов принимаются при расчетах сетей зависящими только от их мощности и напряжения. Потери активной мощности в стали трансформатора ∆Pст как уже указывалось, приравниваются потерям холостого хода ∆Pхх, а потери реактивной мощности

в стали ∆Qст принимаются равными намагничивающей мощности холостого хода трансформатора.

Потери активной мощности в обмотках трансформатора ∆Pм при номинальной нагрузке приравниваются потерям короткого замыкания ∆Pкз, а потери реактивной мощности в обмотках ∆Qм при той же нагрузке - потерям рассеяния магнитного потока.

При расчетах электрических сетей обычно проводимости и сопротивления трансформатора заменяются нагрузкой:

,      

где ∆Pтр – потери активной мощности в трансформаторе; ∆Qтр – потери реактивной мощности в трансформаторе, которые находятся по следующим формулам:

,    

,     

где Sн – мощность передаваемая через трансформаторы; Sнтр – номинальная мощность одного трансформатора; ∆Pхх, ∆Pкз – потери холостого хода и короткого замыкания соответственно; ixx – ток холостого хода трансформатора, %; Uкз – напряжение короткого замыкания, %; n – число трансформаторов на подстанции.

 

 

8.2 Расчет мощностей и подбор трансформаторов.

1) Первый поселок.

В первом поселке располагается ДОК и непосредственно жилые дома. Все потребители относятся к III группе категории надежности, поэтому в поселке устанавливаем понижающую подстанцию с одним трансформатором.

Суммарная нагрузка в поселке составляет:

∑Sp = 402,94 кВА

Потери активной мощности в трансформаторе составляют примерно 2% от полной мощности:

ΔP ≈ 0,02 * ∑Sp = 0,02 * 402,94 ≈ 8,06 (кВт)   

Потери реактивной мощности в трансформаторе составляют примерно 10% от полной мощности:

ΔQ ≈ 0,1 * ∑Sp = 0,1 * 402,94 ≈ 40,29 (кВАр)  

Потери полной мощности в трансформаторе составят:

ΔS = (ΔP2 + ΔQ2)0,5 ≈ 41 кВА

Полная расчетная мощность на стороне высокого напряжения:

SВН = S + ΔS = 402.94+41 = 443.94 кВА

По расчетной мощности выбирается трансформатор с ближайшей большей мощностью. Таким трансформатором является трансформатор ТМ-630/35, имеющий следующие технические данные:

Sтр=630 кВА; ∆Pкз=7,8 кВт; ∆Pxx=1,2 кВт; Uкз=6,0%;

Среднегодовая температура для севера Карелии θсг = +1 0С, исходя из этого номинальная мощность тр-ра составит :

 кВА

Коэффициент загрузки тр-ра определяется отношением его общей расчетной нагрузки к номинальной нагрузке :

Кз = SВН / Sн = 443,94 / 655,2 = 0,68

 

2) Второй  поселок.

Во втором поселке производство отсутствует, поэтому вся нагрузка складывается из бытовой нагрузки потребителей. Потребители во втором поселке также относятся к III группе категории надежности, поэтому в поселке устанавливаем понижающую подстанцию с одним трансформатором.

Суммарная нагрузка в поселке составляет:

∑Sp = 141,18 кВА

Потери активной мощности в трансформаторе составляют примерно 2% от полной мощности:

ΔP ≈ 0,02 * ∑Sp = 0,02 * 141,18 ≈ 2,82 (кВт)   

Потери реактивной мощности в трансформаторе составляют примерно 10% от полной мощности:

ΔQ ≈ 0,1 * ∑Sp = 0,1 * 141,18 ≈ 14,12 (кВАр)  

Потери полной мощности в трансформаторе составят:

ΔS = (ΔP2 + ΔQ2)0,5 ≈ 14,4 кВА

Полная расчетная мощность на стороне высокого напряжения:

SВН = S + ΔS = 141,18+14,4 = 155,58 кВА 

По расчетной мощности выбирается трансформатор с ближайшей большей мощностью. Таким трансформатором является трансформатор ТМ-160/10, имеющий следующие технические данные:

Sтр=160 кВА; ∆Pкз=2,6 кВт; ∆Pxx=0,45 кВт; Uкз= 4,5%;

Среднегодовая температура для севера Карелии θсг = +1 0С, исходя из этого номинальная мощность тр-ра составит :

 кВА

Коэффициент загрузки тр-ра определяется отношением его общей расчетной нагрузки к номинальной нагрузке :

Кз = Sрасч.тр-р / Sн = 155,58 / 166,4 = 0,93

 

3) Третий  поселок.

В третьем поселке общая нагрузка складывается из бытовой нагрузки поселка и производственной нагрузки (рыбоконсервный комбинат),причем, рыбоконсервный комбинат является потребителем II категории надежности, т.к. на нем установлены холодильные установки, не допускающие длительных перебоев в электроснабжении.

 

Суммарная нагрузка в поселке составляет:

∑Sp = 190,48 кВА

Потери активной мощности в трансформаторе составляют примерно 2% от полной мощности:

ΔP ≈ 0,02 * ∑Sp = 0,02 * 190,48 ≈ 3,81 (кВт)   

Потери реактивной мощности в трансформаторе составляют примерно 10% от полной мощности:

ΔQ ≈ 0,1 * ∑Sp = 0,1 * 190,48 ≈ 19,05 (кВАр)  

Потери полной мощности в трансформаторе составят:

ΔS = (ΔP2 + ΔQ2)0,5 ≈ 19,43 кВА

Полная расчетная мощность на стороне высокого напряжения:

SВН = S + ΔS = 190,48+19,43 = 209,91 кВА 

По расчетной мощности  выбирается два тр-ра с ближайшей большей мощностью. Трансформаторы выбираем с перспективой дальнейшего расширения производства. В случае аварийного отключения одного из тр-ов, второй тр-р должен обеспечить надежную работу рыбоконсервного комбината. Такими трансформаторами являются трансформаторы ТМ-250/10, имеющий следующие технические данные:

Sтр=250 кВА; ∆Pкз=3,7 кВт; ∆Pxx=0,74 кВт; Uкз= 6,5%;

Среднегодовая температура для севера Карелии θсг = +1 0С, исходя из этого номинальная мощность тр-ра составит :

 кВА

Коэффициент загрузки тр-ра определяется отношением его общей расчетной нагрузки к номинальной нагрузке :

Кз = Sрасч.тр-р / Sн = 209,91 / 260 = 0,81

 

4) Главная понижающая подстанция

На ГПП установлены два трансформатора на параллельную работу  ТДТН -10000/110 со следующими характеристиками:

Sтр=10000 кВА; ∆Pкз=72 кВт; ∆Pxx=47 кВт; Uкз вн-сн =10,5%; Uкз вн-нн =17%; Uкз сн-нн = 6%;

Среднегодовая температура для севера Карелии θсг = +1 0С, исходя из этого номинальная мощность тр-ра составит :

 кВА

Коэффициент загрузки тр-ра определяется отношением его общей расчетной нагрузки к номинальной нагрузке :

Кз = Sрасч.тр-р / Sн = 0,25

 

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.

	1 поселок	2 поселок	3 поселок	ГПП
∑Sр (кВА)	402,94	141,18	190,48
ΔS тр-ра (кВА)	41	14,4	19,43
ΔQ тр-ра (кВар)	40,29	14,12	19,05
ΔРтр-ра (кВт)	8,06	2,82	3,81
S тр-ра	443,94	155,58	209,91
марка тр-ра	ТМ-630/35	ТМ-160/10	ТМ-250/10	ТМ-10000/110/35/10
S паспорт (кВА)	630	160	250	10000
ΔP х.х. (кВт)	1,2	0,45	0,74	47
ΔP к.з (кВт)	7,8	2,6	3,7	72
S ном.тр-ра (кВА)	655,2	166,4	260	10400
U к.з.(%)	6	4,5	6,5	вн-сн →10,5
				вн-нн → 17
				сн-нн → 6
Кз	0,68	0,93	0,81	0,25

 

 

                9. Выбор типа компенсирующих устройств и их размещение.

 

9.1 Общие положения

Система промышленного электроснабжения представляет собой единое целое, и от правильного выбора средств компенсации, размещения источника реактивной энергии зависит эффективность мероприятий по повышению коэффициента мощности.

Низкий коэффициент мощности цеха или предприятия является следствием неполной её загрузки двигателей, компрессоров и их холостой работы, неполной загрузки трансформаторов. Чтобы правильно вести электрохозяйство предприятия, надо систематически следить за величиной коэффициента мощности и своевременно принимать меры к его повышению. Для    ДОКа и рыбоконсервного комбината необходимо повысить коэффициент мощности до 0,94, а для поселков до 0,95. Из имеющихся средств искусственной компенсации реактивной мощности наиболее эффективными являются статические конденсаторы.

После предварительного ориентировочного определения необходимой мощности и выбора типов компенсирующих устройств (КУ) возникает задача их оптимального расположения в системе электроснабжения промышленного предприятия. От места установки КУ зависят стоимость установки КУ и потери электрической энергии.

Размещение конденсаторов в сетях напряжением до 1000 В и выше должно удовлетворять условию наибольшего снижения потерь активной мощности от реактивных нагрузок. Нерегулируемые конденсаторные батареи на напряжение 380—660В, как правило,  следует устанавливать на цеховых распределительных пунктах или присоединять к магистральным токопроводам при условии, что окружающая среда не препятствует такой установке.

 

 

9.2 Расчет компенсации реактивной мощности и подбор КУ

1) Первый поселок:

Производство:

cosφ док = 0,8 → tgφ док = 0.75

Необходимо повысить cosφ’ док  до 0,94 → tgφ’ док = 0.363

Pдок = 200 кВт

Находим компенсацию реактивной мощности для ДОК:

Qку док = Pдок ·( tgφ док - tgφ’ док) = 200·(0,75-0,363) = 77,4 кВАр

Бытовые нагрузки:

cosφ быт = 0,85 → tgφ быт = 0.62

Необходимо повысить cosφ’ быт  до 0,95 → tgφ’ быт = 0.329

Pбыт = 130 кВт

Находим компенсацию реактивной мощности для бытовых нагрузок:

Qку быт = Pбыт ·( tgφ быт - tgφ’ быт) = 130·(0,62-0,329) = 37,83 кВАр

Общая компенсация реактивной мощности на поселок:

∑ Qку = Qку док + Qку быт = 77,4 + 37,83 = 115,23 кВАр

 

Для компенсации реактивной мощности устанавливаем комплексную конденсаторную установку УКБТ-0,38-150

 

 

2) Второй поселок

 

Бытовые нагрузки:

cosφ быт = 0,85 → tgφ быт = 0.62

Необходимо повысить cosφ’ быт  до 0,95 → tgφ’ быт = 0.329

Pбыт = 120 кВт

Находим компенсацию реактивной мощности для бытовых нагрузок: