Разработка вопросов энергосбережения за счет использования ветроэнергетической установки (стр. 4 из 16)
Кс < Кс доп.
Из анализа таблицы 2.17 мы можем определить ТП, реконструкция которых необходима. Сведем эти данные в таблицу 2.18
Таблица 2.18–Трансформаторные подстанции подлежащие реконструкции
| № ТП | Sд | Sв | Sнтп | Кс сущ | Кс доп |
| 2719 | 952,7856 | 900,7236 | 560 | 1,7 | 1,59 |
| 219 | 259,3296 | 325,2651 | 100 | 3,25 | 1,59 |
| 210 | 121,7081 | 180,3302 | 100 | 1,8 | 1,77 |
| 2519 | 184,6549 | 195,7612 | 100 | 1,95 | 1,59 |
| 211 | 549,6848 | 33,14363 | 250 | 2,2 | 1,59 |
| 209 | 58,42773 | 58,42773 | 10 | 5,8 | 1,59 |
| 2765 | 431,8603 | 444,4498 | 250 | 1,78 | 1,59 |
| 2764 | 190,7459 | 295,7264 | 160 | 1,84 | 1,77 |
2.3 Выводы и обоснование темы проекта
Данные из таблицы 2.18 показывают, что требуется заменить 8 трансформаторов.
Замена существующих ТП требует дополнительных затрат. С другой стороны, ожидаемая нагрузка не позволяет использования существующих ТП, де Кс<Кс.доп.
Для снижения расчетной нагрузки можно рассмотреть мероприятия по снижению реактивной составляющей. В качестве этого мероприятия следует рассмотреть компенсацию реактивной мощности.
Компенсация реактивной мощности позволяет снизить полную расчетную нагрузку на шинах ТП, потери напряжения и энергии на ТП, а также повысить cos φ. Предлагаемые мероприятия, как правило, требуют меньше затрат, чем замена самих трансформаторов. Поэтому в дипломном проекте рассматриваем вариант компенсации реактивной мощности с последующей проверкой ТП.
3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК С УЧЕТОМ ПЕРСПЕКТИВЫ РОСТА НАГРУЗОК
Ожидаемая нагрузка с учетом перспективы развития определяется по выражению:
Рр=Рр.сущКр (3.1)
где Кр- коэффициент роста нагрузок.
Коэффициент роста нагрузок принимается из РУМ [8].
Согласно [8] Кр для существующих ТП принят в зависимости от вида нагрузки и расчетного года.
Для расчетного года ближайшей перспективы равной 5 лет для производственных и смешанных потребителей Кр=1.3.
Тогда для ТП №2719
Рд=618∙1.3=803 кВт (3.1)
Рв=510∙1.3=663 кВт
Существующие нагрузки на шинах рассмотренных ТП и результаты расчета с учетом перспективы роста нагрузок приведен в таблице 3.1.
Таблица 3.1–Расчет нагрузок с учетом перспективы роста
| № ТП | Без учета роста нагрузок | С учетом роста | ||||||
| Рд | Рв | Qд | Qв | Рд | Рв | Qд | Qв | |
| 2719 | 618 | 510 | 394 | 469 | 803,4 | 663 | 512,2 | 609,7 |
| 219 | 163 | 201 | 115 | 149 | 211,9 | 261,3 | 149,5 | 193,7 |
| 2570 | 255 | 260 | 184 | 184 | 331,5 | 338 | 239,2 | 239,2 |
| 2854 | 151 | 161 | 88 | 78 | 196,3 | 209,3 | 114,4 | 101,4 |
| 2520 | 83 | 88 | 59 | 59 | 107,9 | 114,4 | 76,7 | 76,7 |
| 210 | 86 | 129 | 37 | 51 | 111,8 | 167,7 | 48,1 | 66,3 |
| 2519 | 120 | 130 | 76 | 76 | 156 | 169 | 98,8 | 98,8 |
| 211 | 335 | 25 | 258 | 5 | 435,5 | 32,5 | 335,4 | 6,5 |
| 209 | 38 | 38 | 24 | 24 | 49,4 | 49,4 | 31,2 | 31,2 |
| 2603 | 142 | 176 | 75 | 87 | 184,6 | 228,8 | 97,5 | 113,1 |
| 2765 | 266 | 278 | 199 | 199 | 345,8 | 361,4 | 258,7 | 258,7 |
| 2764 | 123 | 192 | 80 | 122 | 159,9 | 249,6 | 104 | 158,6 |
| 2637 | 93 | 158 | 56 | 84 | 120,9 | 205,4 | 72,8 | 109,2 |
| 2638 | 127 | 200 | 63 | 84 | 165,1 | 260 | 81,9 | 109,2 |
| 494 | 41 | 70 | 18 | 25 | 53,3 | 91 | 23,4 | 32,5 |
| 496 | 88 | 126 | 36 | 49 | 114,4 | 163,8 | 46,8 | 63,7 |
4. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности [3].
По естественному коэффициенту мощности [1] определяется, где и когда необходима компенсация.
Определяется величина реактивной мощности Qк , которую необходимо компенсировать до cosj=0,95 по выражению [3].
Qк= Qест - 0,33Р , (4.1.)
где Qест - естественная (до компенсации) реактивная мощность. Для ТП 2719,
Qк д=512 - 0,33 × 803=247 квар;
Qк в=610 - 0,33 × 663=391 квар.
Выбирается мощность конденсаторных батарей QБк , при этом перекомпенсация не рекомендуется:
Qк≤QБк≤Qест . (4.2.)
Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, квар следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т.д. Есть БК номинальная мощность которых, отличается от перечисленных; рекомендуется устанавливать БК, если QБк≥25 квар [3].
Батарею конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбирают две батареи (иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой — только одна.
Для ТП 2719 можно выбрать QБк=500 квар.
Определяется нескомпенсированная реактивная мощность:
Q=Qест - QБк (4.3.)
Для ТП2719
Qд= Qест - QБк=512-500=12 квар;
Qв= Qест в - QБк=610-500=110 квар.
Рассчитывается полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации:
S=Ú Р2 + Q2 (4.4.)Для ТП 2719
 |
Sд=Ú 8032+122=803 кВА; Sв=Ú 6632+1102=672 кВАКоэффициенты мощности после компенсации определяются по выражениям :
Для ТП 2719
cosjд=803/803=1; cosjв=663/672==0,987 .
Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в табл. 4.1.
Таблица 4.1–Сводные данные по компенсации реактивной мощности
| № ТП | Расчетная мощность, квар | |||||||
| естественная | для компенсации | БК | расчетная | |||||
| Qест д | Qест в | Qк д | Qк в | QБк д | QБк в | Qд | Qв | |
| 2719 | 512,2 | 609,7 | 247 | 391 | 500 | 500 | 12 | 110 |
| 219 | 149,5 | 193,7 | 80 | 107 | 100 | 100+50 | 50 | 44 |
| 2570 | 239,2 | 239,2 | 130 | 128 | 200 | 200 | 39 | 39 |
| 2854 | 114,4 | 101,4 | 50 | 32 | 100 | 100 | 14 | 1 |
| 2520 | 76,7 | 76,7 | 41 | 39 | 75 | 75 | 2 | 2 |
| 2207 | 48,1 | 66,3 | 11 | 11 | 30 | 30+20 | 18 | 16 |
| 2519 | 98,8 | 98,8 | 47 | 43 | 75 | 75 | 24 | 24 |
| 211 | 335,4 | 6,5 | 192 | 4,2 | 30 | 0 | 35 | 7 |
| 209 | 31,2 | 31,2 | 15 | 15 | 25 | 25 | 6 | 6 |
| 2603 | 97,5 | 113,1 | 37 | 38 | 75 | 75+25 | 23 | 13 |
| 2765 | 258,7 | 258,7 | 145 | 139 | 200 | 200 | 59 | 59 |
| 2764 | 104 | 158,6 | 51 | 76 | 100 | 100+50 | 4 | 9 |
| 2637 | 72,8 | 109,2 | 33 | 41 | 50 | 50+50 | 23 | 9 |
| 2638 | 81,9 | 109,2 | 27 | 23 | 75 | 75+25 | 7 | 9 |
| 494 | 23,4 | 32,5 | 6 | 3 | 20 | 20 | 3 | 13 |
| 496 | 46,8 | 63,7 | 9 | 10 | 30 | 30+20 | 17 | 14 |
5. ПРОВЕРКА И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА 10/0,4 кВ
Номинальная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ выбирается по экономическим интервалам нагрузок [4], в зависимости от шифра нагрузки, расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха, наличия автономных источников для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей [5].
Выбор установленной мощности трансформаторов одно и двух трансформаторных подстанций производится по условиям их работы, в нормальном режиме исходя из условия [4]:
(5.1.)где Sр – расчетная нагрузка подстанции, кВА;
n – количество трансформаторов проектируемой подстанции определяется в соответствии [5];
Sэк min , Sэк max – соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора принятой номинальной мощности, в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей [4].
Принятые по [4] номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы в нормальном режиме эксплуатации – по допустимым систематическим нагрузкам, а в послеаварийном режиме - по допустимым аварийным перегрузкам.
Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются по условию [4]:
(5.2.)