Компенсация реактивной мощности

1.4. Компенсация реактивной мощности

Данные трансформаторов: Потери ∆P_хх =2650 Вт, ∆P_кз = 16500 Вт, U_кз = 6%,  I_хх = 1%.

Определим потери в трансформаторах:

Активные потери:

Потери реактивные

Аналогично, для других комплектных трансформаторных подстанций:

 

Таким образом, суммарная нагрузка на шинах РУ-6 кВ:

P_расч = 6088 + 77,9 = 6166 кВт;

Q_расч = 4501,54 + 456,628 = 4958 кВАр.

С учетом коэффициента разновременности:

P_расч = 5549 кВт; Q_расч = 4462 кВАр.

Определяем коэффициент мощности предприятия:

Определяем расчетную мощность КУ:

Выбираем компенсирующую установку 4ģУКМ58-0,4-402-67-У3 с 6 ступенями регулирования по 67 кВАр и 2ģУКМ58-0,4-536-67-У3 с 8 ступенями регулирования по 67 кВАр (промышленный каталог «Информэлектро» 04.10.03 - 00 взамен 04.10.03 - 94).

Тогда фактическое значение

Предварительно примем вариант подключения к шинам ТП:

2ģУКМ58-0,4-402-67-У3 к ТП 1;

2ģУКМ58-0,4-402-67-У3 к ТП 3;

2ģУКМ58-0,4-536-67-У3 к ТП 2.

Определим коэффициенты загрузки трансформаторов после компенсации:

 - для КТП 1;

- для КТП 2;

- для КТП 3.

Результаты удовлетворительны. Все трансформаторы удвлетворяют условиям аварийной перегрузки.

Таким образом, был произведен выбор экономически оптимального числа цеховых трансформаторов. Действительно, значения коэффициентов загрузки после компенсации реактивной мощности приблизились к значениям 0,7.

Таким образом, выбор экономически оптимального числа и мощности цеховых трансформаторов показал, что необходимо установить 6 трансформаторов, мощность каждого из которых составляет 1600 кВА с учетом компенсации.

Итогом становится принятие трех 2-х трансформаторных комплектных подстанций с трансформаторами ТМЗ-1600/6 (г.Чирчик, Узбекистан).

Учитывая достаточно большую мощность компенсирующих устройств

 (402 кВАр и 536 кВАр) оптимальным вариантом станет подключение этих КУ к шинам подстанций. При этом необходимо предусмотреть симметричность установки, КУ 536 кВАр установлены на КТП 2 ввиду относительно большого коэффициента мощности. Принимаем тип УКМ58-0,4-402-67-У3 и УКМ58-0,4-536-67-У3 (г. Серпухов, Россия, АО «Электроинтер»). Суммарная мощность конденсаторных установок составила 2680 кВАр (причем половина этой мощности была найдена как экономически целесообразная).

1.5. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов питающей подстанции

 

Наиболее часто ГПП (ПГВ) промышленных предприятий выполняют двухтрансформаторными. Однотрансформаторные ГПП допустимы только при наличии централизованного резерва трансформаторов и при поэтапном строительстве ГПП. Установка более двух трансформаторов возможна в исключительных случаях: когда требуется выделить резкопеременные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора, при реконструкции ГПП, если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

В нашем случае питание производится от 2-х подстанций, причем нет точных данных о подстанции №1. Поэтому первоначально выбор силовых трансформаторов будем производить на подстанции №2.

Для этого необходимо определить нагрузки на пятом уровне т.е. на шинах НН подстации.

 В задании указан рост нагрузки 8500 кВт. Следовательно,

Причем необходимо учитывать нагрузку, которая была на подстанции до подключения нашего предприятия и роста нагрузки.

 

Так как на подстанции установлены два трансформатора, то общая нагрузка может быть найдена:

;

Таким образом, общая нагрузка подстанции с учетом предприятия и роста нагрузок:

Учтем тот факт, что эта нагрузка дана для аварийного режима, когда отключен ввод №1, и вся нагрузка приходится на ПС №2.

В нормальном режиме при условии равномерного распределения нагрузки на шинах РУ - 6 кВ (см. схему):

Тогда мощность трансформатора:

- нормальный режим

Очевидно, что приходится переходить на следующую ступень мощности, так как трансформатор мощностью 25 МВА не проходит условия аварийной перегрузки 25∙1,4(35000)< 47730∙0,8(38000). При этом принимаем количество потребителей 3 категории 20%.

Шаг 1,6, следовательно, трансформатор следующей мощности будет 40 МВА.

В настоящее время, трансформаторы мощностью 32000 кВА практически не применяются. Следовательно, уже на данном этапе можно сделать выбор трансформатора подстанции в сторону 40000 кВА, однако в силу учебного характера проекта примем к рассмотрению два варианта 40 МВА и 32 МВА, (трансформатор мощностью 63 МВА будет иметь низкий коэффициент загрузки).

Находим коэффициенты загрузки:

- 1-ый вариант;

- 2-ой вариант;

- 3-ий вариант;

3-ий вариант неудовлетворителен

Принимаем к рассмотрению трансформаторы

ТДН - 32000/110 и ТДН -40000/110, сведем данные трансформаторов в таблицу 2:

Таблица 2

Тип	Номинальная  мощность	Номинальное напряжение		Потери, кВ		Напряжение К.З	Ток хх	Схема И Группа соединения оюбмоток	Стоимость, тыс. руб
		ВН	НН	хх	Кз				Строит. работы	Монтаж	Обор	Общ
ТДН-32000/110	31500	115	6,6	57	195	11,6	4	Ун/Д	96,54	31	301,1	428,64
ТДН -40000/110	40000	115	6,6	80	215	10,5	4	Ун/Д	96,54	31	326,4	453,94

Стоимость оборудования согласно УПСС (Москва, 1986), Технические данные трансформаторов согласно (14).

Произведем пересчет с учетом нынешних цен:

Общие капиталовложения (замена трансформаторов) состоят из монтажных работ и стоимости оборудоания:

 (для 2-х трансформаторов)

 (для 2-х трансформаторов)

 

Проверим возможность перегрузки намеченных трансформаторов при выходе одного из них из строя и выходе из строя ввода №1:

1,4Ĥ40000 (56000) > 47730

1.4Ĥ31500 (44100) < 47730 однако, приняв общую мощность потребителей 3 категории 20% от общей, при отключении данных потребителей трансформатор проходит условие аварийной перегрузки:

47730Ĥ0,8 = 38160 < 44100

Определим экономически целесообразный режим работы трансформаторов на основании технико-экономических данных, приведенных в таблице 2. В расчетах принимаем К_и.п.= 0,07 кВт/кВАр.

Потери мощности в трансформаторах составят:

 

 

Найдем нагрузку, при которой целесообразно переходить на параллельную работу трансформаторов:

1 вариант:

 

2 вариант:

 

При некруглосуточной работе завода с нагрузкой потери энергии в обоих трансформаторах составят

1 вариант:

Определим время максимальных потерь:

2 вариант:

Проведем технико-экономическое сопоставление вариантов.

Первый вариант:

К₁ =4504 тыс. руб. (капиталовложения даны для 2-х трансформаторов)

Амортизационные отчисления:

C_а1 = 0,063ĤК₁ = 283,75 тыс. руб.

Стоимость годовых потерь электроэнергии при С_0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆С_п1 = 0,65Ĥ4,104Ĥ10 ⁶=2668 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные расходы:

С_э1 = 283,75 + 2668 = 2952 тыс. руб.

 

Второй вариант:

К₂ =4251 тыс. руб. (капиталовложения даны для 2-х трансформаторов)

Амортизационные отчисления:

C_а2 = 0,063ĤК₁ = 267,81 тыс. руб.

Стоимость годовых потерь электроэнергии при С_0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆С_п2 = 0,65Ĥ3,619Ĥ10 ⁶=2352 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные расходы:

С_э2 = 267,81 + 2352 = 2620 тыс. руб.

Определения срока окупаемости в данном случае не требуется и экономически выгодным становится применение трансформаторов мощностью 32000 (31500) кВА, так как капитальные и эксплуатационные затраты оказались во втором случае меньше. Однако по техническим условиям вариант с трансформаторами 40000 кВА более целесообразен, так как трансформаторы мощностью 32000 кВА на сегодняшний день практически не применяются и сняты с производства; авторы многих книг и справочников по проектированию не рекомендуют применять такие трансформаторы. Ответ на вопрос о шкале номинальных мощностей трансформаторов неоднозначен. Наш расчет показал экономическую целесообразность использования трансформатора мощностью 32000 кВА. В книге (3) демонстрируются преимущества старой шкалы 1,35 в отличие от 1,6 (введена в 1961 г.).

При наличии соответствующей информации завода-изготовителя можно принять к рассмотрению трансформаторы мощностью 32 МВА.

Устанавливаем на подстанции два трансформатора:

ТДН - 32000/110.

Для подстанции №1 (при условии роста 8500 кВт) можно установить трансформаторы такого же типа.

 

В настоящее время на практике редко встречаются случаи применения двухобмоточных трансформаторов, основное применение находят трехобмоточные трансформаторы или трансформаторы с расщепленной обмоткой.

Поэтому примем к рассмотрению вариант с установкой трансформаторов с расщепленной обмоткой типов:

Тип	Номинальная  мощность	Номинальное напряжение		Потери, кВ		Напряжение К.З	Ток хх	Стоимость, тыс. руб
		ВН	НН	хх	Кз			Строит. работы	Монтаж	Обор	Общ
ТРДН-32000/110	32000	115	6,3-6,3	32	145	ВН-НН 10,5 НН - НН 15	0,7	96,54	31	391,43	-
ТРДН -40000/110	40000	115	6,3-6,3	42	175	ВН-НН 20 НН - НН 30	0,65	96,54	31	424,32	-

Стоимость оборудования увеличивается пропорционально данным стоимости трансформаторов, коэффициент роста равен примерно 1,3.

Определим потери мощности

 1 вариант

 2 вариант

 1 вариант

 2 вариант

 

Определим приведенные потери короткого замыкания:

 1 вариант

2 вариант

Потери электроэнергии в трансформаторе составят (в расчетах составляющую потерь на охлаждение не учитываем ввиду отсутствия в справочных материалах, поэтому в действительности потери в трансформаторе будут примерно на 5% больше расчетных)

Распределим нагрузку следующим образом:

Нагрузку 35000 кВА распределим равномерно 35000/2 = 17500 кВА;

Рост нагрузки 8783/2 = 4391;

Суммарная нагрузка предприятия приходится на одну секцию ЗРУ ГПП - 2914 КВА.

Таким образом, коэффициенты загрузки для обмоток двух трансформаторов:

1 вариант. Трансформатор №1 и №2 (при работающем секционном выключателе):

 

2 вариант. Трансформатор №1 и №2 (при работающем секционном выключателе):

Проведем технико-экономическое сопоставление вариантов.

1 вариант.

2 вариант.

Амортизационные отчисления 1 вариант:

C_а1 = 0,063ĤК₁ = 348,138 тыс. руб.

Стоимость годовых потерь электроэнергии при С_0п = 0,65 руб./(кВтч):

∆С_п1 = 0,65Ĥ1,259Ĥ10 ⁶=818,35 тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные расходы:

С_э1 = 348,138 + 818,35 = 1166 тыс. руб.