Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ
ВНЕШНЕГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Системы электроснабжения разделяют на систему внешнего электроснабжения (воздушные линии от подстанции энерго системы до главной понижающей подстанции ГПП или распределительного пункта) и систему внутреннего электроснабжения (распределительные линии от ГПП до цеховых трансформаторных подстанций).
Схемы внешнего или внутреннего электроснабжения выпол няют с учетом особенностей режима работы потребителей, возможностей дальнейшего расширения производства, удобства обслуживания.
Электроснабжение промышленного объекта может осущест вляться от собственной электростанции, от энергетической системы, а также от энергетической системы при наличии собственной электростанции, работающей с ней параллельно.
4.1 Выбор рационального напряжения
При решении задачи о рациональном напряжении в общем случае сле дует предварительно определить нестандартное напряжение, при котором име ли бы место минимальные затраты. Зная такое напряжение, можно правильнее выбрать целесообразное стандартное напряжение применительно к конкретному случаю. В зарубежной практике предложены следующие выражения:
1) В США применяется формула Стилла, кВ
, (4.1)
где l – расстояние, км;
S – передаваемая мощность, МВА.
2) Швеция, кВ
(4.2)
3) С.В. Никосов (СССР), кВ
(4.3)
Для выбора нестандартного напряжения используется формула Стилла
Следовательно, для технико-экономического сравнения принимаются ближайшие напряжения из стандартного ряда: 35 и 110 кВ.
4.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП
Выбор типа, числа и схем питания подстанций должен быть обусловлен величиной и характером электрических нагрузок, размещением нагрузок на генеральном плане предприятия, а также производственными, архитектурно-строительными и эк сплуатационными требованиями. Должны учитываться конфигурация производственных помещений, расположе ние технологическо-
го оборудования, условия окружающей сре ды, условия охлаждения, требования пожарной и электрической безопасности и типы применяемого электрооборудования.
Так как потребители электроэнергии по условию I, II и III категории, необходимо устанавливать по два трансформатора на ГПП, ТП и ТСН. Мощность трансформаторов определяется активной нагрузкой предприятия и реактивной мощнос тью, передаваемой от системы в период максимума нагрузок. Мощность трансформатора выбирается так, чтобы он мог обеспечить работу в аварийном режиме с допустимой длительной перегрузкой на 40 % в течении не более пяти суток, каждые сутки по шесть часов, исходя из нормальной загрузки на 70 %.
Мощность трансформаторов SТ, кВА определяется по формуле
, (4.4)
где kп – коэффициент перегрузки, kп=1,4.
Выбранный ближайший по стандартной мощности трансформатор проверяется по загрузке в номинальном режиме
, (4.5)
где kз – коэффициент загрузки в рабочем режиме, kз≤0,7.
Коэффициент загрузки kз сравнивают с коэффициентом экономической загрузки kз.э.
, (4.6)
где ∆Рхх – потери активной мощности при холостом ходе, кВт;
∆Ркз – потери активной мощности при коротком замыкании, кВт;
kпп – коэффициент повышения потерь при передаче реактивной мощности, зависит от удаленности ГПП от энергосистемы,;
∆Qхх – потери реактивной мощности при холостом ходе, кВАр;
∆Qкз – потери реактивной мощности при коротком замыкании, кВАр.
, (4.7)
где Iхх – ток холостого хода, %
, (4.8)
где Uкз – напряжение короткого замыкания, %
Условие правильности загрузки трансформаторов следующее
kз≥ kз.э. (4.9)
Производится проверка по перегрузочной способности трансформаторов при аварийном отключении одного из них
(4.10)
(4.11)
Результаты расчетов сведены в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Результаты расчетов по выбору трансформаторов ГПП
|
Uном, кВ |
SТ, кВА |
Тип трансформатора |
kз |
∆Qхх, кВАр |
∆Qкз, кВАр |
kз.э. |
kп |
|
35 |
2560 |
ТМН 2500/35 |
0,7 |
25 |
162,5 |
0,4 |
1,4 |
|
110 |
2560 |
ТМН 2500/110 |
0,7 |
37,5 |
262,5 |
0,48 |
1,4 |
Технические данные трансформаторов ГПП приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Технические данные трансформаторов ГПП
|
Тип трансформатора |
SТном, кВА |
UBH, кВ |
UНH, кВ |
∆Рхх, кВт |
∆Ркз, кВт |
Ixx, % |
Uкз, % |
Цена, тыс. тг. |
|
ТМН 2500/35 |
2500 |
35 |
6,3 |
3,9 |
23,5 |
1 |
6,5 |
891 |
|
ТМН 2500/110 |
2500 |
110 |
6,6 |
5,5 |
22 |
1,5 |
10,5 |
3510 |
Трансформаторы ТП, ТСН выбираются аналогично. Загрузочная мощность трансформаторов ТСН составляет 10% от номинальной мощности.
4.3 Расчет и выбор сечения питающей линии
Линии электропередачи (ЛЭП) выбираются по конструктивному исполнению, маркам проводников, сечениям проводников.
Выбор сечения проводов производится по нормируемым обобщенным показателям. Для воздушных линий напряжением от 35 до 220 кВ в качестве такого показателя используется экономическая плотность тока jэ. Выбранное сечение проверяется по допустимой токовой нагрузке, по нагреву в нормальном и тяжелом послеаварийном режимах, максимальной нагрузки и условиям короны.
Для воздушных линий (ВЛ) значение экономической плотности тока принимается в пределах от 1 до 1,5 А/мм2 в зависимости от региона и числа часов использования максимума нагрузки. Тогда суммарное сечение проводов ВЛ Fэ, мм2определяется для одной цепи по формуле
, (4.12)
где Ip – расчетный ток одной цепи в нормальном режиме максимальных нагрузок, А;
jэ – экономическая плотность тока, принимается в зависимости от времени работы в году, А/мм2,
Для двухцепных ЛЭП расчетный ток Ip, А определяется по формуле
, (4.13)
где Uном – номинальное напряжение, кВ.
Потери активной мощности в ЛЭП определяются по формуле
, (4.14)
где L – длина двухцепной линии, км
Временные, нестационарные ЛЭП по экономической плотности тока не выбираются, их выбор производят по длительно допустимому току нагрузки.
Проверка выбранного сечения питающей линии производится по следующим условиям:
1) Проверка выбранного сечения по допустимой потере напряжения
, (4.15)
где r0, х0 – удельные активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км
, (4.16)
где ∆Uдоп% - допустимые потери напряжения для силовых линий, %, ∆Uдоп%=5
2) Проверка сечения по нагреву в нормальном режиме работы
, (4.17)
где Iдоп - длительно допустимый ток нагрузки, А
3) Проверка сечения по нагреву в аварийном режиме работы
(4.18)
4) Проверка проводников ЛЭП по условиям короны и радиопомех производится из класса напряжений 35кВ и выше. Оно должно быть не менее минимального допустимого значения Fкор, мм2, установленного для ВЛ в за ви симости от потерь номинального напряжения. При напряжении 35кВ Fкор=50, 110кВ – Fкор=70.
Fкор≥Fэ (4.19)
Результаты расчетов и основные технические характеристики выбранных проводов приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Результаты расчетов и основные технические характеристики проводов
|
Uном, кВ |
Iр, А |
Fэ, мм2 |
Марка провода |
Iдоп, А |
r0, Ом/км |
х0, Ом/км |
∆РЛЭП, кВт |
∆U%, % |
Iав=2·Iр, А |
|
35 |
29,89 |
50 |
АС-50 |
195 |
0,63 |
0,4 |
9,36 |
2,72 |
59,78 |
|
110 |
9,51 |
70 |
АС-70 |
265 |
0,45 |
0,4 |
9,09 |
0,21 |
19,02 |
4.4 Технико-экономический расчет
выбора рационального напряжения
После определения элект рической нагрузки и установления категории надежности потре бителя намечаются возможные варианты электроснабжения с пи танием воздушными линиями различных напряжений. Окончательный выбор одного из вариантов опре деляется сравнением технико-экономических показателей. Рассматривается 2 варианта с выяв лением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных рас ходов, расходов цветного металла, суммарных затрат, то есть выполняется технико-экономический расчет (ТЭР).
Для определения технико-экономических показателей наме чается схема внешнего электроснабжения рассматриваемого варианта. Аппаратура и оборудование намечаются ориентировочно исходя из подсчитанной электрической нагрузки предприятия. Затем определяются стоимость оборудования и другие расходы.
Капитальные затраты на сооружение кабельных и воздуш ных линий определяются по укрупненным показателям стоимости сооружения 1 км линии и стоимости оборудования отдельных элементов проектируемой системы электроснабжения (транс форматоров, коммутационной, защитной и измерительной аппаратуры в комплексном исполнении — КТП, КРУ, КСО).
Экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат.
Основными экономическими показателями электрической сети являются капитальные вложения на ее сооружение, ежегодные эксплуатационные издержки и приведенные годовые затраты.
Приведенные годовые затраты ЗГ, тыс. тг. для каждого из равноценных по надежности вариантов схемы определяются по формуле
, (4.20)
где - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений,;
К - капиталовложения в электрическую сеть, тыс. тг.;
СЭ - ежегодные издержки на эксплуатацию сети, тыс. тг.
Капиталовложения в электрическую сеть К состоят из вложений сооружения ВЛ сети КЛЭП, тыс. тг. и понижающих подстанций КПС, тыс. тг.
(4.21)
, (4.22)
где kуд – удельная стоимость сооружения 1 км линии
, (4.23)
где - расчетная стоимость трансформаторов ГПП, тыс. тг.;
- укрупненный показатель стоимости ОРУ, тыс. тг.
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети СЭ состоят из отчислений от капиталовложений на амортизацию СА, тыс. тг. и расходы на потери в линии СП, тыс. тг.
(4.24)
, (4.25)
где СП ЛЭП – потери в ЛЭП, тыс. тг.;
СП ТР – потери в трансформаторе, тыс. тг.
, (4.26)
где с0 - стоимость 1 кВт∙ч электрической энергии, с0=5,05 тг.;
kзл – коэффициент загрузки линии;
Тп – расчетное время потерь, ч
(4.27)
, (4.28)
где - максимальное время работы, ч, ;
- годовое время работы, ч,
(4.29)
, (4.30)
где СА ЛЭП – расходы на амортизацию ЛЭП, тыс. тг.;
СА ПС – расходы на амортизацию подстанции, тыс. тг.
, (4.31)
где КА ЛЭП - нормы амортизационных отчислений на ЛЭП, о.е.
, (4.32)
где КА ПС - нормы амортизационных отчислений на подстанцию, о.е.
Результаты технико-экономического расчета по выбору рационального напряжения сведены в таблицу 4.4.
Таблица 4.4 – Результаты технико-экономического расчета по выбору рационального напряжения
|
Параметры |
Подстанция 35кВ |
Подстанция 110кВ |
|
kуд |
10,7 |
24,6 |
|
КЛЭП |
18345,15 |
42176,7 |
|
1782 |
7020 |
|
|
2497,5 |
10125 |
|
|
КПС |
4279,5 |
17145 |
|
К |
22624,65 |
59321,7 |
|
kзл |
0,15 |
0,035 |
|
СП ЛЭП |
77,97 |
4122,43 |
|
СП ТР |
340,36 |
400,43 |
|
СП |
418,33 |
4522,86 |
|
КА ЛЭП |
0,028 |
0,028 |
|
СА ЛЭП |
513,66 |
1180,95 |
|
КА ПС |
0,06 |
0,06 |
|
СА ПС |
256,77 |
1028,7 |
|
СА |
770,43 |
2209,65 |
|
СЭ |
1188,76 |
6732,51 |
|
ЗГ |
3903,72 |
13851,11 |
4.5 Технико-экономический расчет
выбора трансформаторов ГПП
Общие годовые эксплуатационные расходы на трансформаторы СГ, тыс. тг. определяются по формуле
СГ=СП+СА, (4.33)
где СП – стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. тг.;
СА – отчисления на амортизацию, обслуживание и ремонт трансформатора, тыс. тг.
,(4.34)
где КЭ – экономический коэффициент, КЭ=0,05÷0,08
СА=НА·КТ, (4.35)
где НА – норма амортизации, о.е.
Результаты технико-экономического расчета по выбору трансформаторов ГПП сведены в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 – Результаты технико-экономического расчета по выбору трансформаторов ГПП
|
Параметры |
Подстанция 35кВ |
Подстанция 110кВ |
|
1782 |
7020 |
|
|
СП |
975,37 |
1260,24 |
|
НА |
0,094 |
0,094 |
|
СА |
167,51 |
659,88 |
|
СГ |
1142,88 |
1920,12 |
В результате технико-экономических сравнений по выбору рационального напряжения и выбору трансформаторов ГПП можно сделать вывод о том, что напряжение 35 кВ является наиболее экономичным. Следовательно, питание завода осуществляется от подстанции напряжением 35 кВ.
Технические данные трансформаторов ТСН приведены в таблице 4.6.
Таблица 4.6 - Технические данные трансформаторов ТСН
|
SТ, кВА |
Тип трансформатора |
SТном, кВА |
UBH, кВ |
UНH, кВ |
∆Рхх, кВт |
∆Ркз, кВт |
Ixx, % |
Uкз, % |
kз |
∆Qхх, кВАр |
∆Qкз, кВАр |
kз.э. |
kп |
|
258,83 |
ТМ-250/10 |
250 |
10 |
0,4 |
1,05 |
4 |
3 |
4,5 |
0,7 |
7,5 |
11,25 |
0,28 |
1,4 |
4.6 Картограмма электрических
нагрузок
Проектирование системы электроснабжения предприятия предусматривает рациональное размещение на ее территории заводской и цеховых подстанций. Для нахождения места их размещения на генплан предприятия наносится картограмма нагрузок, представляющая собой окружности, площади которых в выбранном масштабе m равны расчетной нагрузке Рр i, кВт соответствующих цехов.
, (4.36)
где ri – радиус окружности, мм, i=1–11;
m – масштаб, m=0,2.
Зная расчетную нагрузку цехов Рр i, из формулы (4.36) можно найти радиусы окружностей.
(4.37)
При построении картограммы нагрузок цехов центры окружностей совмещаются с центрами тяжести геометрических фигур, изображающих цеха.
Осветительная нагрузка показывается как заштрихованная площадь от всей нагрузки. Результаты расчета сведены в таблицу 4.7.
Таблица 4.7 – Расчет электрических нагрузок
|
Наименование цеха |
Центры нагрузок по цехам |
Радиус окружности ri, мм |
Pixi, кВт·м |
Piyi, кВт·м |
Освещение от общей нагрузки |
||
|
х, м |
у, м |
% |
угол |
||||
|
Цех рафинации |
42,4 |
132,8 |
30,28 |
24427,7 |
76509,39 |
5,01 |
18,02 |
|
Выпарочное отделение |
88 |
132,8 |
22,91 |
29016,23 |
43788,14 |
12,05 |
43,37 |
|
Цех резки и варки свеклы |
140,8 |
132,8 |
29,94 |
79297,8 |
74792,24 |
6,95 |
25,02 |
|
Склад свеклы |
316,8 |
132,8 |
22,48 |
100551,29 |
42150,29 |
33,37 |
120,15 |
|
Склад готовой продукции |
42,4 |
74,4 |
13,80 |
5072,86 |
8901,43 |
17,22 |
61,98 |
|
Насосная |
42,4 |
8,8 |
29,43 |
23069,09 |
4787,92 |
1,43 |
5,16 |
|
РМЦ |
140,8 |
40 |
31,27 |
86511,58 |
24577,15 |
3,35 |
12,07 |
|
ЦЗЛ |
244 |
40 |
12,71 |
24775,34 |
4061,53 |
32,03 |
115,31 |
|
Столовая |
328,8 |
46,4 |
16,45 |
55919,13 |
7891,26 |
5,46 |
19,67 |
|
Гараж |
224 |
4 |
8,98 |
11354,67 |
202,76 |
2,57 |
9,24 |
|
Заводоуправление |
328,8 |
5,6 |
9,93 |
20369,81 |
346,93 |
10 |
36 |
Имея картограмму нагрузок цехов 1–11 и координаты (х;у) их расположения на генплане предприятия, можно определить центр энергетических нагрузок, координаты которого будут (х0;у0), м
(4.38)
х0=133,48
(4.39)
у0=83,51
Местоположение заводской и цеховых подстанций должно быть вблизи центра их нагрузок, что сокращает протяженность, стоимость и потери в питающих и распределительных сетях электроснабжения предприятия.
Центр электрических нагрузок находится на территории цеха, поэтому ГПП смещается в сторону подачи электроэнергии от энергосистемы.
4.7 Выбор месторасположения ГПП
Выбор месторасположения, типа, мощности и других параметров ГПП в основном обуславливается величиной и характером электрических нагрузок и размещением их на генплане и в производственных помещениях предприятия, а также зависит от производственных, архитектурных, строительных и эксплуатационных требований. Важно, чтобы ГПП располагалась возможно ближе к центру питаемых ими нагрузок. Намеченное место расположения уточняется по условиям планировки предприятия, ориентировочных габаритов и типа подстанции и возможности подвода высоковольтных линий от места ввода ЛЭП от энергосистемы к ГПП. Допускается смещение станций на некоторое расстояние от геометрического центра питаемых ею нагрузок в сторону ввода энергосистемы.
|
|