Графики активной, реактивной и полной мощностей, передаваемых в электрическую систему
Построение суточных и годовых графиков активной и реактивной нагрузок необходимо для выбора питающих предприятие генераторов ТЭЦ или трансформаторов ГПП, для подсчетов годового потребления активной и реактивной энергии и решения вопросов компенсации реактивной мощности и регулирований напряжения. Суточные графикина действующих предприятиях строятся по записям показаний счетчиков активной и реактивной энергии, производимым через каждый час в течение суток, начиная с 0 до 24 ч. Графики дают средние значения нагрузок в течение часа и должны строиться ступенями, а не ломаными линиями.
После подсчетов всех активных и реактивных нагрузок с учетом знаков последних для синхронных двигателей и реактивных потерь в трансформаторах получают суммарные максимумы активной и реактивной нагрузок и соответствующее максимуму значение коэффициента мощности. По этим максимумам строят суточные графики активной нагрузок. При проектировании наиболее простым получается построение графиков при наличии характерных графиков для аналогичного действующего предприятия, активных и реактивных нагрузок без компенсирующих устройств и сохранении общего характера производства на будущее время. В этом случае ординаты графика пересчитываются пропорционально максимумам. В график могут быть внесены коррективы, если известна работа по времени отдельных крупных установок, например мощного двигателя компрессора или насоса, электропечи и т. д.. При отсутствии характерных графиков следует строить их по элементам. График освещения строится в зависимости от времени года и географической широты района промышленного предприятия с учетом работы смен предприятия. Затем строится график для силовой нагрузки с учетом обеденных перерывов, роста и спала пня нагрузки в начале и конце смены, а также количества смен и процента производственной загрузки по сменам. Графики нагрузки крупных потребителей могут быть построены по данным технологического процесса. При построении графиков нагрузок необходимы ознакомление с технологическим процессом цехов предприятия и выявление всех особенностей, могущих существенно повлиять на суточный график нагрузки, — например длительность реакции в химических производствах, цикл работы дуговой электропечи и т.д. Влияние времени года также должно быть учтено поскольку летом отсутствует расход энергии на отопительные системы, повышается расход воды на охлаждающие системы и пр. Ординаты полученных таким образом графиков суммируются и составляют ординаты графика нагрузки предприятия в целом. Затем графики проверяются по отчетным данным действующих предприятий.
Для суточных графиков характерны следующие величины: 1) часовые максимумы активной и реактивной нагрузок: Pm кВт, QM, квар; 2) коэффициент мощности максимума cos φм, соответствующий tg φм = QM /Pm, 3) суточные расходы активной и реактивной энергии Wсут , кВт•и Vсут ,квар•ч; 4) средневзвешенный за сутки коэффициент мощности, Соответствующий tg φ= Vсут/ Wсут 5) коэффициенты заполнения суточного графика активной 1 реактивной нагрузок: Тм. сут= Wсут/24 Pm; Тм. р. сут = Vсут /24 QM
Расчетные зимние графики нагрузок в процентах от максимальной нагрузки для потребителей и в процентах от установленной номинальной мощности для генераторов представлены в таблице 2. Нагрузка потребителей на генераторном напряжении указана в табл.2 без учета собственных нужд ТЭЦ. В составе нагрузок имеются потребители 1-й, 2-й и 3-й категорий. Реактивная нагрузка генераторов определяется при номинальном коэффициенте мощности. Для потребителей на, генераторном напряжении 0,85. Активная мощность: Р=(Рм/100)*Рп, МВт Реактивная мощность: Q=Рп* Полная мощность:
Таблица 3 - Расчетная нагрузка потребителей на генераторном режиме:
Таблица 4 - Расчетная нагрузка потребителей на повышенном напряжении:
Рисунок 3 - Суточный график активной мощности потребителей на генераторном напряжении
Рисунок 4 - Суточный график реактивной мощности потребителей на генераторном напряжении
Рисунок 5 - Суточный график полной мощности потребителей на генераторном напряжении
Рисунок 6 - Суточный график активной мощности потребителей на повышенном напряжении
Рисунок 7 - Суточный график реактивной мощности потребителей на повышенном напряжении
Рисунок 8 - Суточный график полной мощности потребителей на повышенном напряжении
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных подстанций (ГПП) промышленных предприятий должен быть технически и экономически обоснован, так как это оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения. При выборе числа и мощности силовых трансформаторов используют методику технико-экономических расчетов, а также учитывают такие показатели, как надежность электроснабжения потребителей, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. Для удобстваэксплуатации систем промышленного электроснабжения стремятся к применению не более двух-трех стандартных мощностей трансформаторов, что ведет к сокращению складского резерва и облегчает взаимозаменяемость трансформаторов. Желательна установка трансформаторов одинаковой мощности, но такое решение не всегда выполнимо. Выбортрансформаторов следует производить с учетом схем электрических соединений подстанций, которые оказывают существенное влияние на капитальные вложения и ежегодные издержки по системе электроснабжения в целомопределяют ее эксплуатационные и режимные характеристики. В целях удешевления подстанций (ГПП или ГРП) напряжением 35-220 кВ широко применяют схемы без установки выключателей на стороне высшего напряжения (по схеме блока линия—трансформатор). Цеховые трансформаторы, как правило, не должны иметь распределительного устройства на стороне высшего напряжения. Следует широко применять непосредственное (глухое) присоединение питающего кабеля к трансформатору при радиальных схемах питания трансформатора или присоединение через разъединитель или выключатель нагрузки при магистральных схемах питания. При магистральной схеме питания трансформатора мощностью 1000 кВ А и выше вместо разъединителя устанавливают выключатель нагрузки, так как при напряжении 6-20 кВ разъединителем можно отключать XX трансформатора мощностью не более 630 кВ * А. В настоящее время вновь сооружаемые цеховые трансформаторные подстанции выполняют комплектными (КТП), полностью изготовленными на заводах и крупными блоками, монтируемыми на промышленных предприятиях. Конструктивно цеховые трансформаторные подстанции (ТП) подразделяют на внутрицеховые, которые размещают в многопролетных цехах; встроенные в контур цеха, но имеющие выкатку трансформаторов наружу; пристроенные к зданию; отдельно расположенные на территории предприятий, которые применяют при невозможности размещения внутрицеховых, встроенных или пристроенных подстанций по условиям производства. Выбор числа трансформаторов связан с режимом работы станции или подстанции. График нагрузки может быть таким, при котором по экономическим соображениям необходимо установить не один, а два трансформатора. Такие случаи, как правило, имеют место при плохом коэффициенте заполнения графики нагрузки (0,5 и ниже). В этом случае установка отключающих аппаратов необходима для оперативных действий (производящихся дежурным персоналом или происходящих автоматически) с силовыми трансформаторами при соблюдении экономически целесообразного режима их работы. Важными факторами, наиболее существенно влияющими на выбор номинальной мощности трансформатора и, следовательно, на его экономически целесообразный режим работы, являются температура охлаждающей среды в месте его установки и график нагрузки потребителя (изменения нагрузки в течение суток, недели, месяца, сезона и года). Выбор типа трансформаторов
Трансформаторы ГПП напряжением 35 — 220 кВ изготовляют только с масляным охлаждением и обычно устанавливают на открытом воздухе. Для цеховых ТП с высшим напряжением 6 - 20 к В применяют масляные трансформаторы типов ТМ, ТМН, ТМЗ, сухие трансформаторы типа ТСЗ (с естественным воздушным охлаждением) и трансформаторы типа TНЗ с негорючей жидкостью (совтол). Масляные трансформаторы цеховых ТП мощностью Shoм.T=2500 кВА устанавливают на открытом воздухе и внутри зданий. Внутрицеховые ТП, в том числе и КТП, применяют только в цехах 1 и II степени огнестойкости с нормальной окружающей средой (категории Г и Д по противопожарным нормам). Число масляных трансформаторов на внутрицеховых подстанциях не должно быть более трех. Мощность открыто установленной КТП с масляными трансформаторами допускают до
Выбор числа трансформаторов Основными требованиями при выборе числа трансформаторов ГПП и цеховых ТП являются: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок. При проектировании подстанции учитывают требования, исходя из следующих основных положений. Надежности электроснабжения потребителей I категории достигают за счет наличия двух независимых источников питания, при этом обеспечивают резервирование питания и всех других потребителей. При питании потребителей I категории от одной подстанции необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов выбирают так, чтобы при выходе из строя одного из них второй (с учетом допустимой перегрузки) обеспечивал питание потребителей I категории. Резервное питание потребителей I категории вводится автоматически. Потребителей II категории обеспечивают резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции следует иметь два трансформатора или складской резервный трансформатор для нескольких подстанций, питающих потребителей II категории, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течение нескольких часов. На время замены трансформатора вводят ограничение питания с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора. Потребители III категории получают питание от однотрансформаторной подстанции при наличии складского резервного трансформатора. При выборе числа трансформаторов исходят из того, что сооружение однотранс-форматорных подстанций не всегда обеспечивает наименьшие затраты. Если по условиям резервирования питания потребителей необходима
В настоящее время цеховые ТП выполняют комплектными (КТП). Правильное определение числа КТП и мощности трансформаторов на них возможно только на основе технико-экономических расчетов (ТЭР) с учетом компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ. Число цеховых трансформаторов изменяется от минимально возможного Nmin (при полной компенсации реактивных нагрузок) до максимального Nmax (при отсутствии компенсирующих устройств) при среднем для всех ТП значении коэффициента загрузки Кз.т.. На двух-трансформаторных цеховых подстанциях при преобладании нагрузок I категории Кз.т принимают в пределах 0,65—0,7; при преобладании нагрузок II категории 0,1—03, а при нагрузках III категории 0,9—0,95 Минимальное и максимальное число цеховых трансформаторов определяют по выражениям: Nmin= где Изменение числа цеховых трансформаторов (при Выбор мощности силовых трансформаторов
Выбор мощности трансформаторов ГПП производят по расчетной нагрузке предприятия в целом с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В зависимости от способа задания расчетной нагрузки существуют два подхода к выбору номинальной мощности трансформаторов: по известным характерным суточным графикам нагрузок нормальных и послеаварийных режимов и по расчетным максимумам нагрузок для тех же режимов. Надежности электроснабжения предприятия достигают за счет установки на подстанции двух трансформаторов. Учитывают также, что в послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) оставшийся в работе трансформатор обеспечивает необходимую нагрузку предприятия. Покрытие потребной мощности осуществляется не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установленной мощности трансформаторов). Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течение всего своего срока службы (примерно 20 лет) при нормальных температурных условиях охлаждающей среды согласно ГОСТ 14209-69 и 11677 - 75: а) температура охлаждающей среды должна быть равна 200 С; б) превышение средней температуры масла над температурой охлаждающе среды должно составлять: для систем охлаждения М и Д 44 °С, для систем ДЦ и Ц 36 °С; в) превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки должно быть равно 13°С; г) отношение потерь КЗ к потерям XX должно быть равно пятикратному (принимают наибольшее значение для обеспечения запаса по нагреву изоляции); д) при изменении температуры изоляции на 6°С от среднего ее значения при номинальной нагрузке, равной 85 °С, срок службы изоляции изменяется вдвое (сокращается при повышении температуры или увеличивается при ее понижении);
Эти условия справедливы только для эквивалентной температуры охлаждающей среды, равной 20 °С. При резком снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформатора по контрольно-измерительным приборам и не допускать превышения нагрузки сверх 150% номинальной. Повышенный износ изоляции трансформатора при превышении температуры охлаждающей среды над эквивалентной температурой для имеющегося графика нагрузок определяют в соответствии с зависимостью, приведенной на рис. 6, и решают вопрос о допустимости этого износа. Если повышенный износ недопустим, то нагрузку на трансформатор соответственно уменьшают или выбирают трансформатор большей мощности.
Для нашего предприятия (ТЭЦ, имеющая 3 генератора с установленной мощностью 100 МВт каждый) выбираем 2 двухобмоточных повышающих трансформатора. Для определения мощности трансформаторов необходимо вычислить суммарную нагрузку на трансформаторы:
Составим следующую пропорцию, с учетом того, что коэффициент загрузки равен 75%: 70600 МВА – 75% Sтр – 100% Отсюда мощность трансформатора При аварийном отключении одного из 3 трансформаторов, 2 трансформатора должно тянуть мощность потребителей с перегрузкой трансформаторов не более 120%.
Данные для ТРДН – 32000/115 приведены в таблице 4
Таблица 4 – исходные данные для трансформатора ТРДН – 32000/115
Коэффициент загрузки номинальный К3н = Коэффициент загрузки в аварийном режиме К3а =
6.1 Выбор высоковольтных выключателей и разъединителей генераторов. Номинальный ток выключателя:
Sг – мощность одного генератора; Uном – номинальное напряжение на шине.
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
6.2 Выбор разъединителей и выключателей трансформаторов на стороне 10,5 кВ. Номинальный ток выключателя:
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
6.3 Выбор разъединителей и выключателей потребителей на стороне 10,5 кВ. Общая мощность потребителей 280 МВт Всего потребителей 56 Мощность одного потребителя 280/56= 5 МВт Номинальный ток выключателя:
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
6.4 Выбор разъединителей и выключателей трансформаторов на стороне 110 кВ.
Номинальный ток выключателя:
6.5 Выбор высоковольтных секционных разъединителей и выключателей на напряжении 10,5 Кв. Номинальный ток выключателя:
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
6.6 Выбор высоковольтных секционных разъединителей и выключателей на напряжении 110 Кв.
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
6.7 Выбор разъединителей и выключателей потребителей на стороне 110 кВ. Общая мощность потребителей 60 МВт Всего потребителей 2 Мощность одного потребителя 60/3= 00 МВт Номинальный ток выключателя:
По справочнику подбираем тип выключателя и разъединителя:
|
tgφ, МВАр;
, МВА.
; Nmax= 
,
- расчетная нагрузка цеха, 
– номинальная мощность цехового трансформатора.
= const) приводит к изменению приведенных затрат на РУ 6-20 кВ, на цеховые сети 0,4 кВ, на распределительные сети 6-20 кВ. При выборе числа трансформаторов на цеховых ТП учитывают, что предельная мощность трансформаторов, изготавливаемых в настоящее время заводами-изготовителями на напряжение 0,4-0,66 кВ составляет 2500 кВА.
= 73 %.
=110 %.
- номинальный ток выключателя;
