Стартовая >> Оборудование >> Выбор напряжения внешнего электроснабжения

Выбор напряжения внешнего электроснабжения

При проектировании электроснабжения решается ряд основных вопросов, таких, как выбор источника электроснабжения, напряжения и трассы линий электропередачи от источника к промышленной площадке и их конструктивного исполнения, числа, мощности и расположения понизительных подстанций, напряжения и способа выполнения распределительной сети по территории промышленного предприятия и др. Напряжение сетей внешнего электроснабжения обычно определяется техническими условиями энергосистемы на подключение и зависит от мощности предприятия, его удаленности от источника питания, напряжения и свободных мощностей источников питания, перспектив развития сетей энергосистемы и промышленных предприятий в данном районе. При этом должен учитываться также характер нагрузки — наличие мощных электротермических и преобразовательных установок, крупных электродвигателей.
В СН 174—75   указано, что если имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях, выбор напряжения следует производить на основе технико-экономического сравнения вариантов. В технико-экономических расчетах (ТЭР) необходимо также учитывать сооружение новых или расширение существующих районных подстанций. Выполнение ТЭР в каждом отдельном случае увеличивает трудоемкость проектирования электроснабжения.
Между тем при выборе напряжений внешних сетей промышленных предприятий, производимом на основе небольшого количества четко устанавливаемых факторов (нагрузки, расстояния от источника питания, возможных трасс линий электропередачи, характера потребителей) можно предложить определенные рекомендации, благодаря чему напряжение будет принято не на основе конкретного ТЭР, а на базе заранее выполненного технико-экономического анализа приведенных затрат на внешнее электроснабжение. В этом случае неизбежен отказ от учета некоторых частных или местных факторов, например, существующих элементов системы электроснабжения предприятия, однако выполнение не привязанных к конкретным условиям рекомендаций в принципе обеспечивает более перспективное развитие электроснабжения промышленного района в целом.
Напряжения 6 и 10 кВ на первой ступени распределения электроэнергии (от внешнего источника электроснабжения) применяют лишь для питания промышленных предприятий от собственной ТЭЦ, а также от вблизи расположенной ТЭЦ или понизительной подстанции энергосистемы, т. е. в ограниченных случаях. Значения этих напряжений должны подвергаться технико-экономическому анализу сравнением по приведенным затратам между собой и с более высокими напряжениями, которые используются для связи с энергосистемой (35, 110, 150,220, 330 кВ) с учетом возможности применения электродвигателей на предприятии напряжением как 6, так и 0,66 и 10 кВ.
Напряжение 20 кВ не нашло широкого применения в энергосистемах и на промышленных предприятиях. Сужается область применения и напряжения 35 кВ в результате повышения потребляемой мощности промышленных предприятий, где основным на первой ступени становится напряжение 110  кВ и даже 220 кВ, а также единичной мощности электротермических установок, что также повышает конкурентоспособность напряжений 110 и 220 кВ.

Схемы электроснабжения промышленных предприятий
Схемы электроснабжения промышленных предприятий без установки на РПС трансформаторов (автотрансформаторов)

При выборе коэффициента трансформации трансформаторов в качестве напряжения распределительной сети по территории предприятия принято напряжение 10 кВ. Решение о выборе другого напряжения принимается на основе технико-экономического анализа. Технико-экономические расчеты при выборе напряжения внешнего электроснабжения могут быть выполнены на основе двух принципиальных схем электроснабжения промышленного предприятия от районной питающей подстанции (РПС): без промежуточной трансформации, исходя из наличия на РПС свободной мощности на сравниваемых напряжениях (рис.); с установкой на РПС трансформаторов или автотрансформаторов (рис 2) с учетом в них доли затрат и стоимости потерь по коэффициенту, определяемому как отношение Sn/Sp, где Sn — мощность трансформаторов на главной понизительной подстанции (ГПП) промышленного предприятия; Sp— мощность трансформаторов на РПС, учитываемых в данном ТЭР.

Схемы подстанций
Схемы подстанций выбирают по рис. 4 и 5 в зависимости от принятой мощности трансформаторов Реакторы устанавливают при мощности трансформаторов 63 МВ • А и выше с расщепленными вторичными обмотками, имеющими напряжение КЗ Ек около 10 %, исходя из возможности подпитки места КЗ от двигателей напряжением 10 кВ.
Для трехобмоточных трансформаторов реактирование необходимо уже при мощности трансформаторов 40 МВ- А, за исключением случаев, когда ек имеет повышенное значение, например для обмоток 150/10 кВ трансформаторов 150/35/10 кВ ек = 18 %. Таким образом, в схеме 9 (рис. 5) для трехобмоточных трансформаторов 40 МВ • А110/35/10кВ
реакторы необходимы, а для трансформаторов 150/35/10 кВ они могут не устанавливаться (на схеме 7 (рис. 4) реакторы для этого случая показаны и в результатах ТЭР учтены).


Схемы электроснабжения промышленных предприятий с установкой на РПС трансформаторов

Рис. 5. Схемы электроснабжения промышленных предприятий с установкой на РПС трансформаторов (автотрансформаторов)
Капитальные затраты определяют по «Укрупненным показателям стоимости элементов электроснабжения (УПСС-ЭС) промышленных предприятии для технико-экономических обоснований», разработанным Горьковским отделением ПИ «Электропроект» и утвержденным Минмонтажспецстроем, а также по «Сборнику нормативов удельных капитальных вложений в строительство понижающих электрических подстанций 35—500 кВ (УКВ-ПС)», разработанному Южным отделением Энергосеть проекта, г. Ростов-на-Дону, (стоимость выводных ячеек и корректировка стоимости трансформаторов).
Рассмотрим, например, результаты ТЭР, выполненных для ряда нагрузок промышленного предприятия: 9—14—22, 5—35—45—56— 90—112—175 тыс. кВт. Нагрузки приняты исходя из 70 %-ной загрузки трансформаторов ГПП, причем на предприятии предусмотрена одна подстанция, за исключением тех случаев, когда нет трансформаторов потребной мощности. В этом случае в расчетах учитывались две ГПП, что приводит к удорожанию соответствующего расчетного варианта*. Если для расчетной нагрузки нет трансформаторов необходимой мощности, соответствующей 70 %-ной загрузке, принимались к расчету более мощные трансформаторы с меньшей загрузкой. Стоимость потерь электроэнергии учитывалась по двухставочному тарифу без экспортной наценки (т — 80; т0 = 128 р. /кВт год).

*В действительности суммарные приведенные затраты на систему электроснабжения предприятия при разукрупнении подстанций снижаются за счет сокращения и удешевления распределительных сетей при размещении подстанций ближе к узлам нагрузок, поэтому вопрос о числе ГПП должен решаться отдельно с учетом конфигурации предприятия и размещения на его территории нагрузок.


Выполненные ТЭР приведены в графической форме. На рис. 6—8 показаны результаты ТЭР и отражена технико-экономическая оценка рассматриваемых вариантов, соотношение их между собой, а также с другими возможными вариантами, поскольку здесь приведены результаты расчетов в зависимости от схемы электроснабжения, потребляемой мощности, напряжения и расстояния от источника питания*. Все расчеты выполнены для линий электропередачи протяженностью 5 км (рис. 6, а—8, а) и 40 км (рис. 6, б — 8, б), что дает возможность экстраполировать полученные значения практически для любого большего, а также промежуточного значения. Как видно из рисунков, плавность в изменении графиков в ряде случаев нарушается из-за отклонений от принятых расчетных условий: нет трансформаторов необходимой мощности, что вызвало изменение расчетной загрузки трансформаторов, или увеличение их числа, или изменение типа (например, применение трехобмоточных трансформаторов с неиспользуемой третьей обмоткой вместо двухобмоточных) и т. д. Штриховой линией на рисунках показаны прогнозируемые значения в связи с отсутствием трансформаторов потребной мощности.

* На рис. 6—8 показано увеличение приведенных затрат за счет установки: трехобмоточных трансформаторов вместо двухобмоточных (/); трансформаторов завышенной мощности (2); двух ГПП вместо одной (3).

Вместе с тем графики позволяют сделать ряд выводов, характерных практически для любой схемы электроснабжения и мощности предприятия:
напряжение 35 кВ экономически целесообразно при передаче мощности до 10—15 тыс. кВт на расстояния 15—20 км или 20—30 тыс. кВт — на 5—10 км;
в диапазоне мощностей 30—100 тыс. кВт следует отдавать предпочтение напряжению 110 кВ даже при необходимости промежуточной трансформации на РПС; по экономическим показателям к этому напряжению близко также напряжение 150 кВ, имеющее ограниченное распространение;

Рис. 6. Графики зависимости приведенных затрат на электроснабжение промышленных предприятий от передаваемой мощности и напряжения линий электропередачи без промежуточной трансформации на РПС
Графики зависимости приведенных затрат на электроснабжение


Рис. 7. Графики зависимости приведенных затрат на электроснабжение промышленных предприятий от передаваемой мощности (до 45 МВ • А) и напряжения линий электропередачи с промежуточной трансформацией на РПС

при мощностях, превышающих 100 тыс. кВт, и значительной удаленности от РПС наступает зона преимущественной экономичности напряжения 220 кВ (рис. 6).
Из рис. 6 и 7 видно, что напряжение 35 кВ имеет лучшие техникоэкономические показатели при малых расстояниях или небольших нагрузках. Однако, если нет дополнительной трансформации на РПС, то практически в любом диапазоне мощностей и расстояний следует отдавать предпочтение напряжению 110 кВ, за исключением больших мощностей и расстояний (сотни тысяч киловатт и десятки километров), когда может выявиться целесообразность применения напряжения 220 кВ.

 

Рис. 8. Графики зависимости приведенных затрат на электроснабжение промышленных предприятий от передаваемой мощности (до 175 МВ • А) и напряжения линий электропередачи с промежуточной трансформацией на РПС

При трансформации на РПС наиболее экономичным также оказывается напряжение 110 кВ (рис. 8), за исключением участка, охватывающего небольшие мощности и расстояния.
Рис. 9 позволяет выявить экономическую целесообразность трансформации на РПС напряжения 35—110 кВ по сравнению с использованием существующего напряжения для непосредственной передачи мощности к ГПП предприятия в зависимости от удаленности РПС. Здесь очевидна целесообразность использования напряжения 35 кВ только при передаваемой мощности до 10 тыс. кВт (диаграммы 1—5); при больших нагрузках экономичнее напряжение 110 кВ (диаграммы 4—8), а при нагрузках, превышающих 150 МВт,— 220 кВ (диаграмма 9). Если на РПС нет напряжения 110 кВ, то при нагрузках, начиная с 60—70 мВт, целесообразно использовать имеющееся напряжение 150 или 220 В, а до этих значений — получить 110 кВ путем трансформации имеющегося напряжения 220 или 330 кВ. В ряде случаев по экономичности к напряжению 110 кВ близко напряжение 150 кВ.
Решение о выборе напряжения принимают на базе выполненного ТЭР с учетом других факторов, которые в ряде случаев могут оказаться решающими,— это такие факторы, как возможность роста нагрузок предприятия и изменения характера его потребителей, перспективы развития сетей энергосистемы, архитектурно-планировочные соображения и др.

диаграммы приведенных затрат на электроснабжение промышленных предприятий
Рис. 9. Сравнительные диаграммы приведенных затрат на электроснабжение промышленных предприятий заданной мощности соответственно 9—14—22,5—35—45—56-80—112—175 МВ • А в зависимости от напряжения и удаленности от РПС

Желательно в первую очередь использовать напряжение, на котором энергосистема располагает свободной мощностью, если это позволяет избежать дополнительной трансформации. Из всех возможных напряжений 110 кВ оказывается, как правило, наиболее целесообразным как по экономическим показателям, так и по эксплуатационным, монтажным, архитектурно-планировочным, природозащитным.
Применение напряжения 35 кВ должно обосновываться. Оно целесообразно при небольших мощностях потребителей, например, для удаленных насосных станций водозаборных сооружений промышленных предприятий или же при наличии на этом напряжении мощных электроприемников, таких, как электротермические и преобразовательные установки
Снижение нижнего предела мощности выпускаемых трансформаторов напряжением 110 кВ до 2,5 МВ А, а также расширение использования трансформаторов 110 кВ для электротермических установок ограничивает дальнейшее использование напряжения 35 кВ. При незначительной разнице по приведенным затратам, в пределах 10— 20 %, предпочтение при выборе напряжения рекомендуется отдавать более высокому напряжению.
На рис. 9 изображены диаграммы приведенных затрат для каждой принятой расчетной мощности предприятия в зависимости от напряжения и удаленности. В отличие от рис. 6—8 здесь дана универсальная картина затрат при любой схеме электроснабжения и для всех расчетных напряжений, из которой видно, что учет затрат по дополнительной трансформации на РПС в зависимости от первичного напряжения не дает существенного изменения результатов ТЭР. Более существенно, на какое напряжение производится трансформация. При отклонении в конкретном проекте от расчетных условий ТЭР корректируется расчетом. В частности, в случае применения трансформаторов с высоким реактивным сопротивлением (17—31 %) следует проверить целесообразность реактирования вводов низкого напряжения трансформаторов. Отказ от реактирования уменьшают приведенные затраты. Полученные результаты рекомендуется приводить в проекте в графическом виде.
При сооружении вблизи промышленного предприятия узловой распределительной подстанции (УРП), предназначенной для электроснабжения крупного промышленного комплекса, и установке на УРП понижающих трансформаторов передачу электроэнергии к УРП целесообразно осуществлять на наиболее высоком из возможных напряжений, а от него к предприятиям на более низком напряжении, учитывая большую протяженность линий к УРП и малую — от УРП к предприятиям. При больших расстояниях более половины общей суммы приведенных затрат приходится на линии электропередачи.

 
« Вузол лінії   Выбор площадки для строительства энергообъекта »
электрические сети