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
Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения электроэнергией промышленных приемников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и др.
Система распределения и потребления электроэнергии, получаемой от энергосистем, строится таким образом, чтобы удовлетворялись основные требования электроприемников, находящихся у потребителей.
Надежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда технических устройств как в системе, так и у потребителей: устройств релейной защиты и автоматики, автоматического включения резерва, контроля и сигнализации.
Качество электроснабжения определяется поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты, а также ограничением в сети высших гармоник, несинусоидальности и несимметричности напряжения.
Экономичность электроснабжения достигается путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций и разработки оптимизации системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рациональных напряжений, оптимальных значений сечений проводов и кабелей, числа и мощности трансформаторных подстанций, средств и компенсации реактивной мощности и их размещение в сети.
Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями этой системы, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий. В результате увеличивается электровооруженность труда в промышленности и в других отраслях народного хозяйства, которая представляет собой количество электроэнергии на одного работающего (МВт/чел.год), а это в свою очередь обеспечивает рост производительности труда и степень его механизации.
1. Основные характеристики электрических нагрузок РМЦ
Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплутационные расходы, надежность работы электрооборудования.
При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов её работы, потребителя электроэнергии рассматривают в качестве нагрузок.При этом необходимо учитывать, что режимы работы приемников электроэнергии разнообразны и меняются во времени.
В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок. Для расчета цеха воспользуемся методом упорядоченных диаграмм. По этому методу расчетную активную нагрузку приемников электроэнергии на всех ступенях питающей и распределительной сетей определяют по средней мощности и коэффициенту максимума. До этого все электроприемники разбивают на группы по расположению в цехе или по присоединениям к шкафам или шинопроводам.
Значение коэффициента максимума зависит от коэффициента использования данного узла эффективного числа электроприемников. Под эффективным числом приемников понимают число однородных по режиму работы приемников одинаковой мощности, которое обуславливает ту-же расчетную нагрузку, что и данный рассматриваемый узел различных по номинальной мощности и режиму работы приемников. Коэффициент максимума можно определить по кривым или таблицам.
В методе упорядоченных диаграмм принята допустимая для инженерных расчетов погрешность равная 10%. Однако, на практике прменение этого метода обуславливает погрешность 20-40% и поэтому применение его требует тщательного анализа исходных данных и результатов расчета.
2. Расчет электрического освещения цехаПомещения в которых необходимо рассчитать освещение а также нормативная освещенность для различных помещений цеха по [10 табл.24] выбираем:
Цех -300Лк
Инструментальный склад - 75Лк
Начальник цеха и комната мастеров - 200Лк
Коридор - 75Лк
Раздевалки - 75Лк
2.1 Расчёт рабочего освещения основной площади цеха
Освещение применяем равномерное, используя лампы типа ДРЛ и светильники типа УПДДРЛ. Расчёт ведём по методу коэффициента использования.
Исходные данные для расчёта:
а) высота цеха - H=10 м;
б) по табл.4-4а [104], для ремонтно-механического цеха, находим:
- плоскость нормирования освещения и её высота от пола (м) - Г-0,8 (hР =0,8 м);
- разряд и подразряд зрительной работы - IIв+1;
- нормируемая освещённость - ЕН =300 Лк;
- коэффициент запаса - кЗ =1,5;
показатель ослеплённости - Р=20;
в) из §3-5 [1.52] и табл. 3-7 [1.55], для светильников типа УПДДРЛ, имеем:
- кривая силы света - Д;
свес светильников - hС =0,5 м;
г) принимаем, что в цехе чистый побеленный потолок и стены при незавешенных окнах. Тогда, по табл. 5-1 [126], имеем коэффициенты отражения от потолка, стен и рабочей поверхности соответственно - ρП =0,5; ρС =0,3; ρР =0,1.
Определяем расчётную высоту подвеса светильников:
Нр=H-hС -hР (1.10)
Нр=10-0,5-0,8=8,7 м.
По табл. 4-16 [123] при кривой силы света Д(косинусная)- коэффициент λ=1,4 находим отношение расстояния между соседними светильниками к расчетной высоте:
l=L/h=1,4 => L=h∙1,4=8,7∙1,4=12,2 м,
но, исходя из линейных размеров цеха принимаем Lа=7,5 м. Lв=7,5 м, lА=2,25м. lВ=3м.
По ф-ле (5-3) [125] находим индекс помещения:
(1.11)
где А - длина помещения, м;
В – ширина помещения, м.
i = =2,76
далее, по табл. 5-10 [135], находим коэффициент использования при принятых ρП=0,5; ρС=0,3; ρР =0,1, и определённом i =2,76: u =0,595. По ф-ле(5-1) [125] находим потребный световой поток ламп в каждом светильнике:
(1.12)
где z =1,15 - отношение ЕСР/Еmin;
NСВ - число светильников.
Фтреб. ==45087,73 Лм.
По табл. 2-15 [28] принимаем лампу ДРЛ1000, РЛ =1000 Вт, ФЛ =50000 Лм, cos=0.57 что составляет (50000/45087,73)∙100% =110,9% и не выходит за предел (-10%,+20%,) что допустимо. Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):
Ефакт. =ЕН ∙=300=332,7 Лк.
Проверим освещение цеха при помощи точечного метода. Для этого берём три характерные точки и группу светильников, которые освещают эти точки (см. рис. 1.1). Определяем расстояния от каждого светильника до точек (di), и данные заносим в табл. 1.2. По рис. 6-27 [190] по пространственным изолюксам находим условную освещённость (еi) для каждой точки, в зависимости от расстояния до светильника, и заносим данные в ту же таблицу.
Таблица 1.2. Определение условной горизонтальной освещенности для точек А,В,С
№светильникаdA,м
dB,м
dC,м
eA,Лк
eB,Лк
eC,Лк
1 11,86 13,52 14,18 0,3 0,18 0,15 2 11,86 11,25 11,3 0,3 0,4 0,4 3 11,86 15,5 16,56 0,3 0,11 0,07 4 5,3 8,4 9,4 2 0,9 0,7 5 5,3 3,75 3,92 2 2,7 2,7 6 11,86 15,5 16,56 0,3 0,11 0,07 7 5,3 8,4 9,4 2 0,9 0,7 8 5,3 3,75 3,92 2 2,7 2,7 Сумма - - - 9,2 8 7,49Далее, по (6-2) [1.178] определяем освещённость в каждой точке:
Еi =, (1.13)
где μ=1,2 - коэффициент, учитывающий дополнительную освещённость от удалённых светильников и световых потоков отраженных от стен, потолка и рабочей поверхности.
ЕА ==352,67 Лк (=∙100%=117,56%);
ЕВ ==306,67 Лк (=∙100%=102,22%)
ЕВ ==287,12Лк (=∙100%=95,7%)
Установленная мощность рабочего освещения:
Ру=50*1000=50000 Вт;
Qу=Ру * tg j =50000*1,441 = 72050 Вт
2.2 Расчёт эвакуационного освещения цеха
Данное освещение выполняется по середине обоих проездов вдоль всей длины цеха. Применяются светильники типа ППД-100 (см. табл.3-4 [45]) c лампами накаливания типа Б220-100, РЛ =100 Вт, ФЛ =1350 Лм (см. табл.2-2 [13]). По (1.11) определяем индекс «помещения» для полосы дороги:
i = =0,435
По табл. 5-3 [128] находим u =0,2. Преобразовав (1.12) находим освещённость, создаваемую шестью светильниками:
Ефакт= (1.14)
Ефакт ==3,26Лк,
что входит в допустимые пределы 0,5-15 Лк (см. §5-1 [1.124]).
Установленная мощность -- Ру=2´(6*100)=1200Вт;
2.3 Расчет аварийного освещенияНормативную освещенность аварийного освещения примем Ен=15Лк; по плану выбираем 25 ламп. Для аварийного освещения используем лампы накаливания в светильниках ППД.
Найдем световой поток одной лампы:
При u =0,53; КЗ=1,3- для ламп накаливания;
Фл == 4196Лм
По табл.2-16 выбираем лампу накаливания Г-220-300 Фн=4600Лм; Uн=220В, Р=300Вт;
Установленная мощность Ру=25*300=7500Вт;
Щиток аварийного освещения имеет независимое питание от рабочего.
2.4 Расчёт рабочего освещения кабинета начальника цеха. и комнаты мастеровДанные помещения одинаковы по площади и, следовательно имеют одинаковые системы освещения. Расчет проводим для обоих помещений одинаково.
Освещение применяем равномерное, используя люминесцентные лампы и светильники типа ЛПО (две лампы в светильнике).
Исходные данные для расчёта:
а) высота помещений - H=3 м;
б) по табл.4-4к [1.93], для данных помещений, находим:
- плоскость нормирования освещения и её высота от пола (м) - Г-0,8 (hР =0,8 м);
- разряд и подразряд зрительной работы - Iв;
- нормируемая освещённость - ЕН =200 Лк;
- коэффициент запаса - кз =1,5;
- показатель ослеплённости - Р=20;
в) из §3-6 [1] и табл. 3-9 [59], для светильников типа ЛПО, имеем:
- кривая силы света - Г;
- свес светильников - hС =0,2 м;
г) принимаем, что в помещениях чистый побеленный потолок и стены при незавешенных окнах. Тогда, по табл. 5-1 [1.127], имеем коэффициенты отражения потолка, стен и рабочей поверхности соответственно - ρП =0,5; ρС =0,3; ρР =0,1.
Расчёт ведём по методу коэффициента использования. По (1.10)
Нр=3-0,2=2,8 м.
По (1.11) находим индекс помещения:
i = =1,286.
По табл. 5-10 [135] находим u =0,455.
Принимаем, что в помещениях установлено два ряда светильников, тогда, по (1.12) определяем требуемый поток от одного ряда светильников (вместо NСВ подставляем число рядов):
Фтреб.ряда == 20472,53 Лм.
По табл. 2-12 [24] принимаем лампу ЛБ80-4, РЛ =80 Вт, ФЛ =3680 Лм, cosj = 0,95 тогда число светильников в ряду равно 20472,53/(3680 ∙2)≈3 Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):
Ефакт. =ЕН ∙=200 ∙=215,7Лк,
что составляет (215,7/200)∙100%=107,85%, что допустимо.
Установленная мощность
Ру=6*(2х80)+6*(2х80) =1920Вт;
Qу=Ру * tg j =1920*0,328 = 630 Вт
2.5 Расчет освещения коридораВысота помещения Н=3м используем люминесцентные лампы со светильниками ЛПО-02
Нр=2м; L=3,3м; Lст=1м
По табл.21.3 u =0,33
Принимаем, что в помещениях установлен один ряд светильников, тогда, по (1.12) определяем требуемый поток от одного ряда светильников (вместо NСВ подставляем число рядов):
Фтреб.ряда ==9315 Лм.
Ф==1552,5Лм
По табл.2-12[1.24] выбираем лампы ЛБ-30-4 Фн=1995Лм; Ру=30Вт, тогда число светильников в ряду равно 9315/(1995 ∙2)≈3 Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):
Ефакт. =ЕН ∙=75 ∙=96,38Лк,
Ру=6*30=180Вт;
Qу=Ру * tg j =180*0,328 = 59,04 Вт
2.6 Расчет освещения раздевалкиНр=2м; L=1,3м; Lст=0,9-1,5м
i ==1,5
По табл. 5-10 [135] находим u =0,55.
Ф==1058,5Лм
По табл.2-12[1.24] выбираем лампы ЛБ-20-4 Фн=1120Лм;
Ру=4*(2х20)+4*(2х20) =320Вт;
Qу=Ру * tg j =320*0,328 = 105 Вт
2.7 Расчет освещения инструментального складаГабариты помещения-(12х6х5,5)м. Высота подвеса светильников:
Нр=5,5-1,2-0,8=3,5м;
L=3,5*1,4=5м;
Lст=1,5-2,5м
По табл.5-3 для ППД500 u = 0.21
Ру=6*500=3000Вт;
Суммарная мощность рабочего освещения:
РΣраб=50000+1920+180+320+3000=55420 вар;
QΣраб= 72050 + 630 +59,04+105= 72844,04 вар;
Суммарная активная мощность аварийного, эвакуационного и рабочего освещения:
РΣ= РΣАВ +РΣЭВ + РΣраб = 7500+1200+55420=64120 Вт=64,12кВт.
2.8 Расчет уличного и охранного освещения предприятияДля освещения дорог на территории предприятия применяем лампы ДРЛ400 с типом светильника СКЗПР-400, Ф=19000Лм по [1.243]. Ширина дороги b=10м, с высотой подвеса h=10м. Отношение b:h=10:10=1. По табл 9-3[1.244] находим коэффициент использования по яркости: hL=0,075.
Найдем необходимый поток в Лм/м2 по [245]:
, (1.15)
где L - нормированная яркость, Кд/м2;
к- коэффициент запаса;
Найдем площадь, которую может осветить одна лампа.
При Фн=19000Лм 19000:25=750м2
Зная площадь легко определить расстояние между светильниками, при b=10м, L=750:10=75м2
2.8.1 Расчет охранного освещения
Применяем светильник СЗП-500М с лампой накаливания Г-220-500, Фн=8300Лм.
Ширину осветительной полосы принимаем 10м влоль периметра предприятия. Высоту подвеса светильника принимаем 5м. Тогда b:h=10:5=2 и по [244] hL=0,095.
Площадь, освещаемая одной лампой 8300:17,2=483м2
L=483:10=48,3м
Найдем суммарную мощность уличного освещения
, (1.16)
где n-количество светильников, определяемое по генплану в зависимости от протяженности дорог и периметра охраняемой территории LåУЛ=7862м. LåОХ=3695м
Рул=105*400 = 42000Вт
Qул=42000*1,441 = 60522Вт
Рох=77*500 = 38500Вт
Суммарная мощность наружного освещения:
Рå=42+38,5=80,5 кВт
Qå = Qул = 60,522 кВт
Таблица 1.3. Результаты по выбору освещения
Вид освещенияАктивная мощность
Реактивная мощность
Р,кВт Q.,кВАр Аварийное-Ру= 7,5
- ЭвакуационноеРу= 1,2
- Рабочее освещение:Ру=50
Qу= 72,05
Комната мастеров(2)Ру=0,96
Qу= 0,315
КоридорРу= 0,18
Qу= 0,05904
Раздевалки (2)Ру= 0,16
Qу= 0,0525
СкладРу= 3
- Итого по цеху:РΣ= 64,12
QΣ= 72,84
Наружное освещениеРу= 80,5
Qу= 60,52
2.9 Выбор проводников и защитных аппаратовВ производственном помещении цеха рабочее освещение выполнено в 5 рядов по 10 ламп в каждом рис.1.1. чередование фаз: 1 ряд: А, В, С, А, В, С, А, В, С, А
Используется трехфазная сеть с нулевым проводом. На одной фазе находятся четыре лампы, на двух других по 3 лампы следовательно выбираем сечение по наиболее загруженной фазе: по [2]
(1.17)
где n- количество ламп,
Руст- установленная мощность лампы, кВт
1,1 - потери в ПРА для ламп типа ДРЛ, ДРИ;
1,4 - пусковой коэффициент;
Uн- номинальное напряжение сети, кВ
cosφ=0.57 - коэффициент мощности для ДРЛ.
По [7 т.16,2] выбираем автомат АЕ-2063 Iу=50А;
Выбираем сечение провода по условию Iдоп≥Iна, тогда по [2 т.12-12] выбираем 3АПВ16+1АПВ10 Iдоп=55А;
Аварийное освещение выполнено в 5 рядов по 5 ламп в каждом с чередованием фаз рядов: А, В, С, А, А; А, В, С, А, В; А, В, С, А, С; А, В, С, А, А; А, В, С, А, В.
Используется трехфазная сеть с нулевым проводом. На одной фазе находятся одна лампа, на двух других по две лампы, следовательно выбираем сечение по наиболее загруженной фазе:
Выбираем АЕ2016 Iу=6А и сечение провода 4АПВ2,5 с Iдоп=19А.
Комната мастера
Выполняем однофазной с люминесцентными лампами. Сажаем на фазу С.
Выбираем АЕ2016 Iу=6А и сечение провода 2АПВ2,5 с Iдоп=19А.
Раздевалки и коридор
Рразд=0,16кВт; Ркорид=0,18кВт;
Выбираем АЕ2016 Iу=6А и сечение провода 2АПВ2,5 с Iдоп=19А
Освещение инструментального склада
Ввыполнено лампами накаливания
РS=6*500=3000Вт
Используется двухпроводная сеть. Выполнено в два ряда,каждый ряд однофазный
Каждый ряд на В и С.
Выбираем автомат АЕ1031 Iу=10А и провод 2АПВ2,5 Iдоп=19А
Для расчета цеха воспользуемся методом упорядоченных диаграмм.
Все электроприемники цеха распределяем по узлам. В узел собираются приемники, расположенные вблизи друг от друга – в линию, в одном помещении или просто рядом. Затем в каждом узле выделяют группы однотипных потребителей.
Узел 1:шкаф распределительный ЭП № 2´10, 11, 12, 2´13
Узел 2:шкаф распределительный ЭП № 2´14, 2´15, 2´16, 2´22
Узел 3:шкаф распределительный ЭП № 2´1, 3´2, 1´3, 22
Узел 4:шкаф распределительный ЭП № 4´7, 2´4, 2´2, 2´23
Узел5:шкаф распределительный ЭП № 3´6, 3´9, 3´4, 2´2, 1´3, 2´24
Узел6:шкаф распределительный ЭП № 3´6, 3´9, 5´3, 1´4, 2´23
Узел7:шиноровод ЭП № 18, 19, 20, 21, 2´14, 2´15, 4´7, 6´17, 4´5, 2´8, 3´22
Узел1
Вначале, для каждого электроприемника, по табл.2-2 [2.37] определяются коэффициенты использования Ки и cosφ (tgφ).
Сварочные посты с автоматической сваркой:
сosφ=0,5 Ки=0,4 tgφ=1,732
Сварочные генераторы:
сosφ=0,75 Ки=0,5 tgφ=0,882
Для электроприемников повторно-кратковременного режима номинальная мощность приводится к длительному режиму (ПВ=100%) по формуле:
Рдл=Sн** сosφ (1,1)
где Sн и cosφ- соответственно паспортная мощность и паспортный коэффициент мощности трансформатора.
Для ЭП №10 ПВ=50% S=60 кВА сosφ=0,5
Р10=60**0,5=21,2 кВт
Для ЭП №11 ПВ=60% S=40 кВА сosφ=0,5
Р11=40**0,5=15,5 кВт
Для ЭП №12 ПВ=65% S=30 кВА сosφ=0,5
Р12=30**0,5=12,1 кВт
Для ЭП №13 ПВ=50% S=40 кВА сosφ=0,75
Р13=40**0,75=21,21 кВт
Определяем неравномерность распределения нагрузки по фазам сварочных трансформаторов ЭП № 10,11,12 Ки=0,4 сosφ=0,5 tgφ=1,732
Находим ориентировочную нагрузку на одну фазу:
Рср= (2Р10 + Р11 + Р12)/3 =(2*21,1+15,5+12,1)/3 =16,67 кВт
Распределим нагрузку по фазам равномерно:
РАВ= Р10
РВС= Р11
РАС= Р11+ Р12
РА==21,2/2 +15,5/2 + 12,1/2 =24,4 кВт
РВ==21,2/2 + 21,2/2 =21,2 кВт
РС==21,2/2 +15,5/2 + 12,1/2 =24,4 кВт
Неравномерность загрузки фаз составит 13%, что допустимо.Т.О. за эквивалентную трехфазную мощность группы сварочных трансформаторов примем
РЭ = 2Р10 + Р11 + Р12 = 2*21,1+15,5+12,1 =70 кВт
Определим активную и реактивную мощность наиболее загруженной смены:
(1,2)
(1,3)
Рсм1 = Рэ*Ки1 + 2 Р13*Ки13
Рсм1 = 70*0,4 + 2*21,21*0,5= 49,21 кВт
Qсм1 = Рэ* tgφ1* Ки1 + 2 Р13*tgφ13 *Ки13
Qсм1 = 70*1,73* 0,4+ 2*21,21*0,88*0,5= 67,105 квар
Далее по (2.10)[2,16] определяем коэффициент использования для электроприёмников узла:
Ки.ср.=ΣРсм/ΣРном
(1,4)
Ки.ср.== 0,44
Определяем коэффициент силовой сборки по формуле т.е. отношение номинальной мощности наибольшего электроприёмника к номинальной мощности наименьшего:
m= Рmax/ Pmin (1,5)
m= 21,2 / 12,1 = 1,8< 3:
Таким образом при (n=6) > 5, (Ки=0,44) > 0,2, (m=1,8) < 3
Определяем эффективное число приемников nЭ = n =6)
Далее при nэ=6 и по Ки ср=0,44 из таблицы 2-7 в [2,51] находим коэффициент максимума Км группы электроприемников ---Км =1,64
Максимальная активная расчетная нагрузка узла определится как
Рр=Км*ΣРсм (1.6)
Рр=1,64*49,21= 80,7кВт
Расчетную реактивную нагрузку узла (цеха) определяют из двух условий:
а)Qр=1,1*ΣQсм, при nэ,≤10; (1.7а)
б) Qр= ΣQсм, при nэ>10. (1.7б)
поэтому при n=6:
Qр=1,1*67,105 = 73,92 квар
Максимальная расчётная полная мощность узла (цеха) определяется по выражению:
Sр= (1.8)
Sр= кВ*А.
Максимальный расчётный ток узла (цеха) определяется по выражению:
Ip = == 0,168 кА (1.9)
Узел 2
n = 8 m = 6,6 Ки = 0,52
В случае, когда n > 5, m > 3 и Ки > 0,2 эффективное число электроприемников определяется по формуле из [2,51];
(1.10)
Результаты расчета сведены в таблицу
Узел 3
n = 7 m = 2 Ки = 0,15
Т.О. nЭ = 7 т.к. согласно параграфу 2-3 [2.51] допускается при числе ЭП в группе более четырех при m< 3, считать n = nЭ. что справедливо для узлов №4 и №5
Кроме прочего для узла №5 необходимо мощности двигателей крана привести к длительному режиму
Р24 = = =27,83 кВт
Узел 6
n = 14 m = 4 Ки = 0,16
При Ки < 0,2 эффективное число ЭП определяется по рис. 2-2 или табл. 2-8 [2.52]
в следующем порядке:
выбирается наибольший по номинальной мощности ЭП рассматриваемого узла;
выбираются наболее крупные ЭП, номинальная мощность каждого из которых равна или больше половине мощности наибольшего ЭП;
подсчитывают их число n1 и их мощность РН1, а также суммарную номинальную мощность всех рабочих ЭП рассматриваемого узла РН; находят значения
n1* = Р1* =
по полученным значениям n1* и РН1 по рис. 2-2 или по табл.2-8 [2.52] определяется величина nЭ*, а затем находится nЭ = nЭ* n
Т.О. n1 = 11 РН1 = 5´30+3´28+3´40 = 326 кВт
n = 14 РН = 372 кВт
n1* = =0,786 Р1* = =0,876
nЭ* = 0,85
nЭ = =11,9 »12
3. Расчет нагрузки завода
Расчет нагрузки завода проводим по методу коэффициента спроса. Здесь необходимо учесть то, что на предприятии есть высоковольтная нагрузка, которую не следует брать в расчет при выборе ТП, но она имеет низковольтную нагрузку освещения, которое необходимо учесть. Расчетная мощность каждого цеха определяется по формуле из [3] Таким образом для заготовительного цеха:
Рр1 = РустКс; (3,1)
где Руст – установленная мощность каждого цеха, кВт;
Кс – коэффициент спроса, характерный для каждого производства из таб 2,2 [1,37].
Рр1 =395*0,6 = 237 кВт.
Реактивная мощность:
Qр1 = Рр1tg (arcos(cosj)). (3,2)
Qр1= 237* tg (arcos(0,6)) = 241,79квар
Далее необходимо рассчитать освещение цехов по методу удельной мощности, сложить эти активные и реактивные мощности с расчетными и найти полную мощность для каждого цеха по аналогии с предыдущим пунктом, а результаты занесем в табл.3.1
Учитывая освещение нормой удельной плотности: Руд..о,кВт/м2 с учетом коэффициента спроса освещения Кс.о и средних коэффициентов мощности для ламп ДРЛ - cosj =0,57, для люминесцентных ламп ЛБ (ПРА) - cosj =0,95, для ламп накаливания ЛН - cosj =1
Ррасч.о=1,12*Fцеха* Руд..о*Кс.о
Ррасч.о1=1,12*Fцеха1* Руд..о1*Кс.о1
Ррасч.о1=1,12*5000* 0,012*0,85=57,12 кВт
Qрасч.о1= 57,12* 1,441= 82,25 квар
Ррасч.сум=. Рр1+ Ррасч.о1=237+57,12 = 294,12 кВт
Qрасч.сум=. Qр1+ Qрасч.о1=241,79+82,25 = 324,04 квар
Так же необходимо учесть освещение незастроенных территорий предприятия.
Площадь завода 497062,0м2
Площадь застроенных территорий 147284м2
Площадь незастроенных территорий 349778м2
Мощность нагрузки уличного (лампы ДРЛ) и охранного (ЛН) освещения незастроенных территорий с учетом типа ламп и соответствующего коэффициента мощности:
Ррасч.о = 1,12*349778*0,0002*1 = 80,05 кВт;
Qрасч.о = РУЛ(ДРЛ) *tgj(ДРЛ) = 42000*1,441 = 60,522 квар;
Итоговая нагрузка завода:
Рз = 14260,3 + (0,1*14260,3) = 15686,4 кВт;
Qз = 9778,06+ (0,02*9778,06) = 9973,62 квар;
Где коэффициенты 0,1 и 0,02 учитывают приближенно потери ЭЭ в трансформаторах
Величина тока,потребляемого заводом:
где Si – полная мощность соответствующего цеха;
Ui – напряжение распределения, в зависимости от характера нагрузки (высоковольтная или низковольтная)
4. Расчет графиков нагрузки
Из справочника [2] выбираем типовой график нагрузки для ремонтно-механических заводов. Этот график имеет 10 ступеней мощности. Суточный изображен на рис.5.1.а, а годовой на рис.5.1.б. Таблица 5.1. отражает эти графики.
Таблица 5.1
СтупеньРр,%
Рр, кВт
Тступ.с, ч
Тступ.г, ч
Рр * Тступ
Рср% Р1 100 14548,1 3 1095 15930169,5 300 Р2 95 13820,695 2 730 10089107,4 190 Р3 90 13093,29 2 730 9558101,7 180 Р4 84 12220,404 2 730 8920894,9 168 Р5 80 11638,48 3 1095 12744135,6 240 Р6 75 10911,075 1 365 3982542,4 75 Р7 70 10183,67 1 365 3717039,6 70 Р8 65 9456,265 1 365 3451536,7 65 Р9 50 7274,05 2 730 5310056,5 100 Р10 33 4800,873 7 2555 12266230,5 231 Сумма 8760 85969814,7 1619Рис. 5.1.а. Суточный график нагрузки
Построим годовой график нагрузок
Рис. 5.1.б. Годовой график нагрузки
Из табл. 5.1. и рис. 5.1 определим среднее значение мощности в течение суток:
(5.1)
где Тiступ.с – время действия каждой ступени в течение суток, ч;
Рiс% – мощность каждой ступени графика нагрузки,%;
Р1 – максимальная мощность, кВт.
кВт
Определим объем электроэнергии, потребляемой предприятием за год:
85969814,7кВт*ч
Тогда время использования максимальной нагрузки определится по формуле:
ч (5.2)
Время наибольших потерь:
= (0,124 + Тм*10-4)2*Тг; (5.3)
где Тг – количество часов в году, ч.
= (0,124 + 5909*10-4)2*8760 = 4477 ч.
Коэффициент заполнения графика:
5. Построение картограмм нагрузок предприятияГПП промышленного предприятия желательно размещать в центре нагрузок. В этом случае параметры сети электроснабжения будут наиболее экономичными. Для этого необходимо определить геометрические центры всех цехов и графически, в масштабе, отобразить мощность, потребляемую каждым цехом, в соотношении с мощностью, затрачиваемой на освещение этого цеха. Расчет проведем для ремонтно-механического цеха, а далее по аналогии по [3] и результаты занесем в табл. 6.1.
Определим радиус окружности, отражающей мощность цеха с учетом освещения:
(4,1)
где Рр1 – расчетная мощность цеха, кВт;
m – масштаб, кВт/мм.
=25мм
Определим угол, определяющий сектор окружности радиусом R, который отражает содержание нагрузки освещения в общей нагрузке цеха:
(4,2)
где Рро1 – нагрузка освещения механического цеха, кВт.
Определим координаты центра нагрузок предприятия по формулам:
(4,3)
где Хi, Yi – координаты геометрических центров цехов, м;
Рi – расчетная мощность отдельного цеха, кВт.
В таблице считается произведение Р*Х и Р*Y для каждого цеха, а затем находится их сумма и отдельно считается сумма Р, после чего находится отношение для соответствующей координаты. В виду громоздкости последних выражений и их математической простоты, нет надобности приводить вычисления. Таким образом, из табл.6.1. координаты центра нагрузок промышленного предприятия, учитывая то, что начало координат, находится в левом нижнем углу генплана: Х = 291 м, Y = 339 м.
Результаты расчетов приведены в таблице 5.1
Таблица 5.1. Построение картограммы нагрузок предприятия
№ Цех катег Ррасч, Росв, Хi Yi Pi*Xi Pi*Yi R Угол кВт кВт мм мм кВт*мм кВт*мм мм град 1 Заготовительный III 237 57,12 57 210 16764,84 61765,2 18 70 2 Цилиндрических сверел II 195 204,29 155 144 61889,95 57497,76 20 184 3 Конических сверел II 495 135,66 385 140 242804,1 88292,4 26 77 4 Метчиков II 435 105,34 155 236 83752,7 127520,2 24 70 5 Плашек II 585 119,7 145 285 102181,5 200839,5 27 61 6 Фрез и разверток II 510 116,51 373 268 233688,2 167904,7 26 67 7 Сборочного инструмента II 2264 73,42 385 190 899906,7 444109,8 49 11 8 Резьбонарезных головок II 252,5 127,68 260 260 98846,8 98846,8 20 121 9 Нестандартн. инструмента II 142,5 67,03 415 245 86954,95 51334,85 15 115 10 Мелкого инструмента III 225 204,29 610 1030 261866,9 442168,7 21 171 11 Термический I 1750 85,21 260 145 477154,6 266105,5 44 17 12 Сварочное отделение II 497,7 199,18 164 194 114288,3 135194,7 27 103 13 Кузнечный II 107 37,35 75 462 10826,25 66689,7 12 93 14 Инструментальный III 340 93,08 126 495 54568,08 214374,6 21 77 15 РМЦ II 528,07 64,12 171 430 101264,5 254641,7 25 39 16 Электроремонтный II 40 36,77 75 430 5757,75 33011,1 9 172 17 Деревообделочный III 68 124,72 474 895 91349,28 172484,4 14 233 18 Станкостроения II 789 165,98 234 655 223465,3 625511,9 32 63 19 Литейный I 92,8 31,99 142 700 17720,18 87353 11 92 20 Насосная 4х360 I 1440 30,84 320 480 470668,8 706003,2 39 8 21 Компрессорная 2х630 I 1260 27,42 360 480 463471,2 617961,6 37 8 22 Склад гот. продукции III 30 34,27 280 760 17995,6 48845,2 8 192 23 Проходная III 39,1 9,73 500 50 24415 2441,5 7 72 24 Администрация II 110,5 134,61 540 75 132359,4 18383,25 16 198 Сумма 12433,17 2286,31 Итого 14719,48 Координаты центра 291,7196 338,9577 нагрузок предприятияТаким образом размещаем ЦРП в точке на генплане с координатами:
X =291 м Y =339 м
6. Выбор варианта компенсации реактивной мощности
Рассмотрим несколько вариантов, в зависимости от расположения компенсирующих устройств – на низкой стороне ТП, на высокой и смешанная установка на низкой и высокой сторонах одновременно. Необходимо выбрать наиболее выгодный вариант с учетом потерь в трансформаторах.
6.1 Установка КУ на стороне низкого напряжения ТП 0,38 кВВ этом случае
QКУ НН =ΣQр.цi, (6.1)
где Qр.цi- расчётные реактивные нагрузки НН цехов без учета потерь активной мощности в трансформаторах в виду их малости,
Qр.НН=9778,06 квар.
Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки.
Далее определяем суммарную реактивную мощность групп ЭП - Qрасч.сумм., квар., определяем тип и требуемую мощность компенсирующих устройств Qку.треб.(на одну секцию), квар на каждой из секций подстанций согласно стандартному ряду. КУ устанавливаем на стороне НН каждой ТП.
По табл. 9.2 [5,221] принимаем к установке:
4*УКН-0,38-600 Н------ ККУ=4,46 тыс.у.е.., Qном=600 квар;
13* УКН-0,38-500 Н---- ККУ=3,64 тыс.у.е.., Qном=500 квар;
5* УКН-0,38-324 Н----- ККУ=2,91 тыс.у.е.., Qном=324 квар;
Их суммарная мощность 10520 квар.
На заводе установлено 7 двух-хтрансформаторных и 1 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 1000 кВА;
1 двух-хтрансформаторная и 2 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 630 кВА
Капиталовложения на сооружение КТП по табл. 2-20 [4,132]:
K2*1000 = 30,65 тыс. у.е.; K1*1000 = 15,50 тыс. у.е.;
K2*630 = 25,47 тыс. у.е. K1*630 = 13,14 тыс. у.е
На КТП принимаем к установке трансформаторы типа ТМ-630/10/0.4 и ТМ-1000/10/0.4 (по табл.2-93 из [2.263]).
Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (6.7)-(6.9).
Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.
; (7.2)
квар;
(7.3)
квар;
; (7.4)
кВт;
(7.5)
кВт.
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
; (7.6)
кВт,
Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (5.3 ):
(7.7)
∆P1=4*2,9 + (1*0,603 2+1*0,698 2 +2*0,6632 )*9,33+
15*5,3+(1*0,622 2 +2*0,612 2 + 2*0,6552 + 2*0,6962 + 2*0,622 2 + 2*0,6982 + 2*0,822+2*0,82 2)*15,45 = (11,6+16,14)+(79,5+114,34) = 221,58 кВт
Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах завода с учётом того, что они работают при заданных kЗi круглый год по [2]:
(7.8)
∆W = 91,1*8760 + 130,48*4477 = 13,822*105 кВт*ч
где t - время максимальных потерь, t=4477 ч. из предыдущего расчета
Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с0=0,015 у.е./кВт*ч
Сп1= b *DW1; (7.9)
Сп1=0,015*13,822*105= 20 733 у.е.
Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ проведем по ф-ле 2-49 (2.63) с учетом нормативных коэффициентов экономической эффективности капитальных затрат:
З = рН К + СЭ = рН К +(Са + Ст.р)К .+ Сп (7.10)
где К – капитальные вложения на КТП и КУ, тыс. у.е.
рН - нормативный коэффициент экономической эффективности, рН = 0,125;
СЭ – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;
Са - отчисления на амортизацию, Са= 6,4% табл. 56.1 (3,526)
Ст.р – отчисления на текущий ремонт, Ст.р =3% табл. 56.1 (3,526);
Сп - стоимость потерь электроэнергии из расчета по ф-ле (7,10), тыс. у.е.
KКУ=4*Kку600+ 13*Кку500+5*Кку324 =4*4,46 + 13*3,64 +5*2,91 =79,71 тыс.у.е.
KКТП=7*К2*1000+1*К1*1000 +1*К2*630 +2*К1*630
KКТП=7*30,65+1*15,5 +1*25,47+2*13,14 = 281,8 тыс.у.е.
К1 = KКУ + KКТП =79,71 + 281,18 =360,89 тыс.у.е.
Суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (pН=0,125):
З1=0,125*360,89+(0,03+0,064)360,89+20,733 = 99,768тыс.у.е. (7.12)
6.2 Установка КУ на стороне высокого напряжения ТП 10 кВ
В этом случае QКУ ВН = QВН = ΣQр.цi + SDQтр, (7.13)
где Qр.цi- расчётные реактивные нагрузки цехов, квар;
SDQтр – потери реактивной мощности в трансформаторах, квар;
Qр.ВН= 10756 квар.
Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП,питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы полной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери DQтр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)
Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.2
Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (7.7 ):
∆P2= (10*2,9 + (2*0,785 2+4*0,768 2 +4*0,7172 )*9,33)+
(14*5,3+(2*0,828 2 +2*0,715 2 + 1*0,5382 + 3*0,7862+ 2*0,592 2 + 4*0,8452 )*15,45) = (29+52,7)+(74,2+125,04) = 280,94кВт
Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):
∆W2 = 103,2*8760 + 177,74*4477 = 16,998*105 кВт*ч
Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)
Сп2=0,015*16,998*105= 25 496,6 = 25,496 тыс.у.е.
Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)
З = рН К2 + СЭ2 = рН К2 +(Са + Ст.р)К2.+ Сп
KКУ=2*Kку500+ 3*Кку450+19*Кку330 =2*3,23 + 3*2,62 +19*2,33 = 58,59 тыс.у.е.
KКТП=6*К2*1000+2*К1*1000 +5*К2*630
KКТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.
К2 = KКУ + KКТП =58,59 + 342,25 =400,84тыс.у.е.
Суммарные годовые затраты для варианта №2
З2=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 113,28тыс.у.е.
6.3 Смешанная установка КУ “50/50” на стороне 0,38 кВ ина стороне 10 кВСогласно таблице 4.1 и по условию компенсации “50/50” мощности, подлежащие компенсации составят:
QКУ НН = Qр.НН = = 4889,03 квар.
QКУ ВН = Qр.ВН = = 5378 квар.
Определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы 50% реактивной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери DQтр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя)
Далее аналогично п.7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.3
∆P3= (10*2,9 + (2*0,763 2+4*0,748 2 +4*0,7042 )*9,33)+
(14*5,3+(2*0,81 2 +2*0,878 2 + 1*0,5252 + 3*0,7722+ 2*0,578 2 + 4*0,8372 )*15,45) = (29+50,24)+(74,2+129,59) = 283,035кВт
Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8 ):
∆W3 = 103,2*8760 + 179,83*4477 = 17,092*105 кВт*ч
Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9)
Сп3=0,015*17,092*105= 25 637 = 25,637 тыс.у.е.
Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10)
З = рН К3 + СЭ2 = рН К3 +(Са + Ст.р)К3.+ Сп
KКУ=4*Kку150+ 13*Кку220+5*Кку300 +2*Кку320 +17*Кку330
KКУ =4*2,15 + 13*3,15 +5*4,16 +2*4,4 +17*2,33 = 118,76 тыс.у.е.
KКТП=6*К2*1000+2*К1*1000 +5*К2*630
KКТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс.у.е.
К3 = KКУ + KКТП =118,76 + 342,25 = 461,1тыс.у.е.
Суммарные годовые затраты для варианта №3
З3=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 126,62тыс.у.е.
Таким образом суммарные годовые затраты для варианта №1 при сроке окупаемости 8 лет (pН=0,125) являются минимальными и отличаются от остальных вариантов более чем на 10% в пользу экономичности.
З1 = 99,768 тыс.у.е.
З2 =113,28 тыс.у.е.
З3 = 126,62 тыс.у.е.
Принимаем к исполнению вариант компенсации реактивной мощности на низкой стороне ТП-0,38 кВ.
7. Выбор оптимального варианта внутреннего электроснабжения 7.1 Выбор схемы внутреннего электроснабжения заводаРазмещаем ЦРП в центре нагрузок, в точке с координатами Х = 291 м, Y = 339 м. Составим и проанализируем различные варианты схемы электроснабжения с целью выявления оптимального. Три варианта схем внутреннего электроснабжения завода показаны на рис.8.1, 8.2, 8.3.
Выбор оптимальной схемы внутреннего электроснабжения предприятия производится по минимуму приведенных затрат.
Приведенные затраты на кабельныхе линии определяются по формуле (8.1а)
З = рН К + СЭ = (рН +Са + Ст.р)К + Сп
где К –. капитальные затраты на приобретение кабеля, тыс.у.е.
Ко –.удельная стоимость кабеля, тыс.у.е./км
рН - нормативный коэффициент экономической эффективности, рН = 0,125;
СЭ – ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;
Са - отчисления на амортизацию, Са= 4,3% табл. 56.1 (3,526)
Ст.р – отчисления на текущий ремонт, Ст.р =2% табл. 56.1 (3,526);
Сп - стоимость потерь электроэнергии, тыс. у.е.
Сп = n*3*Iр 2*R0*l* β* τ
где n - число параллельно прокладываемых кабелей
Ip-расчетный ток кабеля, А,
l – длина кабельной линии, км.
b - стоимость потерь1 кВт*ч, β=1,5*10 -5кВт*ч/тыс.у.е;
Ro-удельное сопротивление кабеля,Ом/км
τ=4477ч.- время наибольших потерь
ЗКЛ= n *(рН +Са + Ст.р)*К + n*3*Iр 2*R0*l* β* τ (8.1б)
Расчетный ток кабельной линии находим по формуле:
, (8.2)
где Рр -расчетная мощность ТП, кВт
Uн – номинальное напряжение кабеля, кВ
n – количество кабелей в линии
Расчетное сечение кабеля определяется по формуле:
, (8.3)
где jэ- экономическая плотность тока, А/мм2. При Тmax=5909 ч по [2.628] jэ=1,2 А/мм2.
Расчет приведенных затрат на кабельные линии представлен в табл.8.1,8.2.,8.3
В настоящих расчетах кабели питающие цеха высоковольтной нагрузки не учитываются т.к. во всех вариантах схем они не меняются. Из схем представленных на рис.8.1, 8.2, 8.3 составляем оптимальную. Учитывая сложность технико-экономического сравнения прокладки траншей для узлов по вариантам, чтобы избежать повторного счета (количество кабелей в траншеях по участкам для разных вариантов неодинаково) приведенные затраты на прокладку кабельных линий определим по формуле:
ЗПРОКЛ = рнS(Ск о* lКЛ) (8.4)
где Ск о –удельная стоимость 1м траншеи по количеству кабелей в ней,тыс.у.е;
lКЛ – длина траншеи с одинаковым количеством кабелей в ней, м
Проведем расчет приведенных затрат на кабельную линию W11' питающую по магистральной схеме подстанции ТП11,ТП12, ТП13 от ЦРП. Таким образом по ней протекает ½ расчетной мощности цехов № 3, 6, 7,9, 23, 24, т.к. по условию надежности электроснабжения питание выполняется двумя кабелями - W11',W11'':
ЭП № 3, 6, 7,9, 23, - второй категории, ЭП №24 (3-ая категория)
P11’= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/2
P11’=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/2 = 2049 кВт
Значение тока в кабеле определим по формуле (6,2):
Ip11’’= Pp11’ / (1,733*Uном)
Ip11’’= 2049/ (1,733*10) = 118,44A
Определяем сечение жил кабеля по экономической плотности тока Jэ=1,2
Fp11’’ = Ip12 / 1,2 = 118,44/1,2= 98,7мм2
принимаем ближайшее стандартное сечение жил кабеля ААШв (3´120) по[4.124]
при Iдоп=240А, Ro=0,258 Ом/км Cко= 3,08 у.е.
Ток в линии W11’ при обрыве линии W11’’ наибольший и составляет:
Ia= (Pр3 + Pр6+ Pр7+ Pр9 + Pр23 + Pр24)/1,73*Uном
Ia=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/1,73*10=4098/1,73*10 = 236,9А
Активное сопротивление кабеля при длине линии W11’ по плану (рис.8,1) L12=200м:
R11’= L12* Ro=200*0,258 *10-3 = 0,0516 Ом
Стоимость кабеля при удельной стоимости 1м Ск о = 3,08 у.е.
Ск11’ = 200*3,08*10-3 = 0,616 тыс.у.е.
Стоимость потерь электроэнергии в кабеле:
Сп11’=3*118,442*0,0516*0,015*4477*10-6=0,146 тыс.у.е.
Общие приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию кабельной линии с учетом стоимости потерь энегии в ней при n=1 определим по формуле (6,1)
З11 = (0,125+0,043+0,02)*0,616 + 3*118,442*(0,258*200)*0,015*4477*10-6= 0,262 тыс.у.е.
Рассчитаем аналогично все остальные кабели в этом варианте и все остальные варианты схемы электроснабжения и занесем результаты в табл. 8.1, 8.2, 8.3.Определим наиболее экономичный вариант, сравнивая стоимость узлов по вариантам.
Как видно из расчета, наиболее экономичным является 1-ый вариант состоящий из узлов:
Узел1 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=1,093 тыс.у.е./год
Узел2 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,565 тыс.у.е./год
Узел3 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,481 тыс.у.е./год
Узел4 (таб.8,1 рис.8,1) Зп=0,77 тыс.у.е./год
Таким образом, оптимальным является первый вариант внутреннего электроснабжения,
С суммарными приведенными затратами:
ЗS= 2,909 тыс.у.е.
Для оптимального варианта схемы электроснабжения проведем подсчет затрат на прокладку кабельных линий по участкам, в зависимости от количества кабелей в одной укладке – n (шт), проложенных в траншее или по помещению, и взависимости от длины прокладки линии – L (м). Учитываем что удельная стоимость одного километра линии различается по количеству кабелй в ней, и приведена в таблице для каждого числа кабелей(n) в отдельности. Например: для n = 1 Суд=1,27 тыс.у.е./км
Удельные стоимости прокладки кабельных линий взяты в соответствии с [4.130]
Приведенные затраты на прокладку кабельных линий составят:
ЗПРОКЛ= 0,125*5,62254 = 0,703 тыс.у.е.
Таким образом схема внутреннего электроснабжения на напряжении Uн=10кВ более экономически выгодна чем при напряжении Uн=6кВ,что видно из таблиц 8,4 и 8,5
Однако определяющим фактором в окончательном выборе являются:
а) приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки в
варианте сети на 10 кВ (отсутствуют в сети 6 кВ),
б) приведенные затраты на линиию W*ГПП-ЦРП при 10 и 6 кВ длинной L=1,5 км
в) приведенные затраты на линии питающие ВВ нагрузку
7.2 Расчет приведенных затраты на ТП 10/6 кВОпределим минимальные приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки
Проанализируем два варианта питания трансформаторами 10/6 кВ разной мощности
Намечаем два типоразмера трансформаторов Sном =1600 кВА и Sном =2500 кВА:
Вариант 1. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х1600,
питающих цеха №20 Руст=1440 кВт, №21 Руст=1260 кВт.
С учетом коэффициента спроса, в соответствии с расчетом нагрузки завода суммарная расчетная мощность составит (по таблице 4.1) - РрS=2160кВт
Вариант 2. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2х2500кВА при РрS=2160кВт
Данные которых, определенные аналогично п.7,.приведем в таблице 8.7
Таблица 8.7. Справочные данные трансформаторов
Sном, кВА Uк,% Iх,% DPк, кВт DРх, кВт DQк, кВар DQх, кВар DРк', кВт DРх', кВт DP, кВт DW, кВт*ч 1600 5,5 1,3 18 3,3 88 20,8 22,40 4,34 14,5461,354х105
2500 5,5 1 23,5 4,6 55 14 14,95 3,15 11,5191,533х105
Технико-экономическое сравнение варианта №1
Номинальные мощности трансформаторов определим из следующих выражений[2]
Sном ³ Рр/1,4; (8.5)
Принимаем к установке следующие трансформаторы:
Т1,Т2: ТМ-1600/10 DPх=3,3 кВт, DPк=18,0 кВт, uк=5,5%, iо=1,3%, КТ1=3,2 тыс.у.е.
Потери мощности и энергии в трансформаторах за год по (5.7)-(5.9):
DQх=1600*1,3/100= 20,8 квар, DQк =1600*5,5/100= 88 квар;
= 3,3+0,05*20,8= 4,34кВт, =18+0,05*88= 22,4 кВт,
Кз=2160 / 3200 = 0,675
ΔР1600= 4,34+0,6752*22,4 = 14,546 кВт.
Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов:
ΔР1= 2*14,546 = 29,092 кВт.
Потери электроэнергии в трансформаторах за год:
DW1= 2*4,34*8760+2*0,6752*14,546*4477=1,354 *105 кВт*ч,
Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с0=0,015 у.е./кВт*ч:
Сп1=0,015*1,354*105= 2,031 тыс.у.е.
Общие капиталозатраты на сооружение:
К1 = 2*КТ = 2*3,2 = 6,4 тыс.у.е.,
Суммарные годовые затраты по первому варианту (ф-ла 5.10):
З1= (0,125+0,064+0,03)6,4+ 2,031 = 3,433 тыс.у.е.
Технико-экономическое сравнение варианта №2
Таким образом принимаем к установке 2 одинаковых трансформатора по табл.8.1:
Т1, Т2: ТМ-2500/10 DPх=4,6 кВт, DPк= 23,5кВт, uк=5,5%, iо=1%, КТ1= 4,6 тыс.у.е.,
Потери мощности и энергии в трансформаторах за год:
DQх= 2500*1/100 = 25 квар, DQк=2500*5,5/100 = 137,5 квар;
= 4,6+0,05*25 = 5,85 кВт, =23,5+0,05*137,5 = 30,375 кВт,
Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов найдем по формуле:
Кз,2 = 2160 / (2*2500) = 0,432
ΔР2500 = 5,85+0,4322*30,375 = 11,519 кВт.
ΔР1= 2*11,519 = 23,029 кВт.
Потери электроэнергии в трансформаторах за год:
DW2= 2*(5,85*8760 +0.4322 *30,375 * 4477) = 1,533 *105 кВт*ч,
Стоимость потерь электроэнергии:
Сп2=0,015*1,533 *105= 2,3 тыс.у.е./год,
Общие капиталозатраты на сооружение:
К2 = 2*КТ= 2*4,6 = 9,2 тыс.у.е.,
Суммарные годовые затраты по второму варианту:
З2= (0,125+0,064+0,03)9,2+ 2,3 = 4,315 тыс.у.е./год
Таким образом, сравнивая приведенные затраты двух вариантов:
З1= 3,433 тыс.у.е., З2=4,315 тыс.у.е. /год,
Приходим к выводу, что второй вариант 2´1600кВА является наиболее экономичным
Для питания высоковольтной нагрузки определяем два трансформатора ТМ-1600/10.
Таким образом, приведенные затраты на ТП10/6кВ для питания высоковольтной нагрузки составят:
З10/ 6 = 3,433 тыс.у.е.
7.3 Расчет приведенных затрат на кабельные линии питающие предприятие и высоковольтную нагрузку при напряжении “6кВ” и ”10кВ”
Аналогично пункту 6 проведем расчет в табличной форме для вариантов 6 и 10 кВ:
Суммарная потребляемая мощность завода с учетом компенсации реактивной мощности на низкой стороне с учетом потерь мощности в распределительной сети согласно табл.4.1 Рз =14548,1 кВт
Высоковольтная нагрузка получает питание непосредственно от ЦРП, либо посредством понижающей подстанции ТП5 10/6 кВ, расположенной вблизи ЭП №20, №21
Определение аварийной токовой нагрузки кабельной линии W14 ГПП-ЦРП затрудительно так как сложно оценить одновременный выход из строя нескольких из шести кабелей, состовляющих линию.
Сведем результаты расчета пункта 8 в таблицу 8.9:
Таблица 8.9. Результаты сравнения затрат для вариантов ”6кВ” и “10 кВ”
Сравниваемые участки
Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е.ЗП 6кВ
ЗП 10кВ
затраты на линии W1-W13 4,0241 2,9091 затраты на КТП 10/6 кВ - 3,433 затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП) 20,308 13,766 затраты на линии питающие ВВ нагрузку0,303
0,321затраты прокладки кабельных линий
0,703 0,703 Итого:25,338
21,132
Как видно из расчета, выполнение сети на напряжение Uн=10кВ значительно дешевле. Таким образом признаем экономичным вариант “10 кВ” при суммарных приведенных затратах: ЗS10= 21,132 тыс.у.е.
7.4 Технико-экономический расчет по оптимальному вариантуВоспользуемся результатами расчета по выбору сечений кабельных линий по оптимальному варианту (табл. 8,4) и проведем технико-экономическое сравнение сечений с целью определения минимума затрат(рис. 8,4), взяв из расчета значения токов и длин линий, на примере кабельной линии W1.
Расчет проведем в соответствии с методикой, приведенной в [5,59]Результаты расчета занесем в таблицу 8,10
По табл 8,4 - Ip12’’ = 36A, L = 380 м
Найдем приведенные затраты на линию по формуле (3,1) для нескольких стандартных сечений жил начиная с F = 25мм2 (F=(3´25) Iдоп=90А, Ro=1,24 Ом/км Cко=1,76у.е.)
- приведенный допустимый ток по формуле:
I’доп1 = 0,9 Iдоп1 (8,7)
I’доп1= 0,9 *90 =81 A
- потери активной мощности в линии при действительной нагрузке по формуле:
DP1 =3 (I’доп1)2× Ro1 × L1 × (Кз1)2 (8,8)
DP1 =3 (81)2× 1,24 × 380 × (0,4)2*10-6= 1,484 кВт
- потери электроэнергии в линии по формуле:
DW1 = DP1 × Tmax (8,9)
DW1 = 1,484× 5909.32 = 8769,1 кВт×ч/год
- капитальные затраты на линию по формуле:
K1= L1 × Co1 (8,10)
K1= 380× 1,76= 669 тыс.у.е.
- стоимость потерь электроэнергии в линии по формуле:
Сп1 = DW1 × b (8,11)
Сп1 = 8769,1× 0,015 = 131,54 у.е./год
- суммарные приведенные затраты по формуле:
З1 =(0,125 +0,043+0,02)× К1 +Cп1 (8,12)
З1 =(0,125 +0,043+0,02)× 669 + 131,54= 257,27 у.е./год
Аналогичным образом просчитываем последующие большие сечения стандартного ряда, предпологая уменьшение приведенных затрат в связи с уменьшением потерь электроэнергии в кабеле. Это связано с тем что сопротивление жил кабеля с увеличением сечения, уменьшается. Результаты заносим в таблицу 8.10
По минимальной величине суммарных приведенных затрат выбираем оптимальное сечение кабеля. Для линии W1 таким сечением станет F=(3х50)мм2 при минимальных затратах З1= 216,51 у.е.
Таблица 8.10. Результаты технико-экономическое сравнение сечений (рис.8.4)
Wi F, Iдоп, I'допRO,
Ko
L, Ipасч, Kз DР DW К Сп,ЗП
№мм2
A Ом/км уе/м км A кВт кВт ч/год уе уе/год уе/год 1 25 90 81 1,24 1,76 0,38 36,0 0,400 1,484 8769,1 669 131,54 257,27 35 115 103,5 0,89 1,88 0,38 36,0 0,313 1,065 6293,9 714 94,41 228,72 50 140 126 0,62 2,11 0,38 36,0 0,257 0,742 4384,5 802 65,77 216,51 70 165 148,5 0,443 2,38 0,38 36,0 0,218 0,530 3132,8 904 46,99 217,02 2 25 90 81 1,24 1,76 0,49 35,4 0,393 1,849 10927,5 862 163,91 326,04 35 115 103,5 0,89 1,88 0,49 35,4 0,308 1,327 7843,2 921 117,65 290,83 50 140 126 0,62 2,11 0,49 35,4 0,253 0,925 5463,8 1034 81,96 276,33 70 165 148,5 0,443 2,38 0,49 35,4 0,214 0,661 3904,0 1166 58,56 277,80 25 90 81 1,24 1,76 0,39 53,7 0,596 3,382 19988,0 686 299,82 428,86 3 35 115 103,5 0,89 1,88 0,39 53,7 0,467 2,428 14346,2 733 215,19 353,04 50 140 126 0,62 2,11 0,39 53,7 0,383 1,691 9994,0 823 149,91 304,62 70 165 148,5 0,443 2,38 0,39 53,7 0,325 1,208 7140,9 928 107,11 281,61 95 205 184,5 0,326 2,76 0,39 53,7 0,262 0,889 5254,9 1076 78,82 281,19 120 240 216 0,258 3,08 0,39 53,7 0,224 0,704 4158,8 1201 62,38 288,21 4' 25 90 81 1,24 1,76 0,24 37,9 0,421 1,036 6122,2 422 91,83 171,24 4'' 35 115 103,5 0,89 1,88 0,24 37,9 0,329 0,744 4394,2 451 65,91 150,74 50 140 126 0,62 2,11 0,24 37,9 0,270 0,518 3061,1 506 45,92 141,12 70 165 148,5 0,443 2,38 0,24 37,9 0,229 0,370 2187,2 571 32,81 140,19 95 205 184,5 0,326 2,76 0,24 37,9 0,185 0,272 1609,5 662 24,14 148,67 70 165 148,5 0,443 2,38 0,13 111,0 0,673 1,724 10189,1 309 152,84 211,00 5' 95 205 184,5 0,326 2,76 0,13 111,0 0,541 1,269 7498,1 359 112,47 179,93 120 240 216 0,258 3,08 0,13 111,0 0,463 1,004 5934,1 400 89,01 164,29 150 275 247,5 0,206 3,5 0,13 111,0 0,404 0,802 4738,1 455 71,07 156,61 185 310 279 0,167 4,01 0,13 111,0 0,358 0,650 3841,0 521 57,62 155,62 240 355 319,5 0,129 4,8 0,13 111,0 0,313 0,502 2967,0 624 44,5 161,82 70 165 148,5 0,443 2,38 0,13 97,1 0,588 1,319 7797,0 309 116,96 175,12 5' 95 205 184,5 0,326 2,76 0,13 97,1 0,474 0,971 5737,8 359 86,07 153,52 120 240 216 0,258 3,08 0,13 97,1 0,405 0,768 4540,9 400 68,11 143,39 150 275 247,5 0,206 3,5 0,13 97,1 0,353 0,614 3625,7 455 54,39 139,93 185 310 279 0,167 4,01 0,13 97,1 0,313 0,497 2939,3 521 44,09 142,09 50 140 126 0,62 2,11 0,226 76,2 0,544 1,975 11673,8 477 175,11 264,76 6' 70 165 148,5 0,443 2,38 0,226 76,2 0,462 1,412 8341,1 538 125,12 226,24 6'' 95 205 184,5 0,326 2,76 0,226 76,2 0,372 1,039 6138,2 624 92,07 209,34 120 240 216 0,258 3,08 0,226 76,2 0,317 0,822 4857,8 696 72,87 203,73 150 275 247,5 0,206 3,5 0,226 76,2 0,277 0,656 3878,7 791 58,18 206,89 7' 25 90 81 1,24 1,76 0,11 35,9 0,399 0,428 2528,6 194 37,93 74,33 7'' 35 115 103,5 0,89 1,88 0,11 35,9 0,312 0,307 1814,9 207 27,22 66,10 50 140 126 0,62 2,11 0,11 35,9 0,257 0,214 1264,3 232 18,96 62,60 70 165 148,5 0,443 2,38 0,11 35,9 0,218 0,153 903,3 262 13,55 62,77 50 140 126 0,62 2,11 0,08 62,4 0,446 0,470 2776,0 169 41,64 73,37 8 70 165 148,5 0,443 2,38 0,08 62,4 0,378 0,336 1983,5 190 29,75 65,55 95 205 184,5 0,326 2,76 0,08 62,4 0,305 0,247 1459,6 221 21,89 63,40 120 240 216 0,258 3,08 0,08 62,4 0,260 0,195 1155,2 246 17,33 63,65 35 115 103,5 0,89 1,88 0,2 65,9 0,573 1,878 11100,3 376 166,50 237,19 9 50 140 126 0,62 2,11 0,2 65,9 0,471 1,309 7732,8 422 115,99 195,33 70 165 148,5 0,443 2,38 0,2 65,9 0,399 0,935 5525,2 476 82,88 172,37 95 205 184,5 0,326 2,76 0,2 65,9 0,321 0,688 4066,0 552 60,99 164,77 120 240 216 0,258 3,08 0,2 65,9 0,275 0,545 3217,8 616 48,27 164,08 150 275 247,5 0,206 3,5 0,2 65,9 0,240 0,435 2569,3 700 38,54 170,14По результатам расчета, выбираем сечения кабелей, соответствующие минимуму приведенных затрат, как правило большее сечение.
Таким образом, суммарные приведенные затраты, при выбранных оптимальных сечениях кабелей и прочих равных условиях составят:
Таблица 8.9
Результаты расчета затрат для оптимального варианта “10 кВ”
Сравниваемые участки
Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е./годЗП 10кВ
затраты на линии W1-W13 3,0648 затраты на КТП 10/6 кВ 3,433 затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП) 12,781затраты на прокладку кабельных линий
0,703 Итого:19,982
8. Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения
8.1 Выбор оптимального напряженияПредварительный выбор напряжения системы внешнего электроснабжения проведем с учетом мощности субабонента, протекающей через трансформаторы ГПП.
Неизвестно, применяет ли субабонент систему компенсации реактивной мощности на стороне низкого напряжения 0,38кВ цеховых подстанций. Поэтому в расчетной мощности трансформаторов ГПП учитываем реактивные нагрузки мощности субабонента, приближенно оцененные по данным, полученным из расчета данного проектируемого предприятия. То-есть примем коэффициент мощности субабонента равным коэффициенту мощности проектируемого предприятия:
cosjсуб = cosjз =Pз/Sз
cosjсуб = cosjз =14548,1/18092,4= 0,804
Для определения напряжения системы внешнего электроснабжения согласно рекомендациям из [2] (l<250км, Р<60 МВт) воспользуемся формулой Cтилла по [2]:
, (9.1)
где l- длина питающей линии, км (l = 60 км)
РS- передаваемая мощность, учитывающая мощность субабонентов Sсуб=32 MВА
РS = Sсуб + Sз
Pсуб = Sсуб * cosjз = 37 *0,805 = 30 MВт
Qсуб = Sсуб * sinjз = 37 *0,514 = 19,028 мваp
РS = Рсуб + Р З = Pсуб + РЗ = 30+14,548 = 44,545 MВт
QS = Qсуб = 19,028 мвар
Предполагаем полную компенсацию реактивной мощности субабонента:
SРS = == 44,545 МВА
напряжения системы внешнего электроснабжения согласно формуле (9.1):
= 115,175 кВ.
Проанализируем три варианта исполнения системы внешнего электроснабжения:
Uном = 35 кВ
Uном = 110 кВ
Uном = 220 кВ
8.2 Выбор оптимального варианта главной понизительной подстанции(ГПП)Выбор производится по условию минимума приведенных затрат в общем для разных вариантов напряжения и по минимуму приведенных затрат для трансформаторов, и методу экономических интервалов для ВЛ одного напряжения.
Поочередно рассмотрим варианты U=35кВ, U=110кВ и U=220кВ
8.2.1 Технико- экономический расчет варианта U=35 кВНоминальная мощность каждого трансформатора ГПП 2-ух трансформаторной подстанции принимают равной » 0,7 от прогнозируемого расчетного максимума нагрузки подстанции
Намечаем три варианта мощности трансформаторов с учетом нагрузочной способности:
2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,
Справочные данные трансформаторов взяты в соответствие с [6],приведены в табл.9.1
Таблица 9.1. Справочные данные трансформаторов
ТипSном
MB- A
Пределы регулирования Каталожные данные Расчетные данныеUном
обмоток,
кВ
uк
%
DPк,
кВт
DPх, кВтI,
%
RT,
Ом
ХT,
Ом
DQх, кВтКо,
тыс
у е
ВН HH ТРДНС-25000/35 25 ±8X1,5% 36,75 2х10,5 9,5 115 25 0,5 0,25 5,1 125 77 ТРДНС-32000/35 32 ±8X1,5% 36,75 2х10,5 11,5 145 30 0,45 0,19 4,8 144 86 ТРДНС-40000/35 40 ±8X1,5% 36,75 2х10,5 11,5 170 36 0,4 0,14 3,9 160 96Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим
ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:
(9.2)
По номограмме рис. 27.6 [3,29] при kЗ.Г.=0,675 и продолжительности максимума tmax= 3 ч/сут. определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в соответствии с суточным графиком нагрузки:
. (9.3)
За счёт неравномерности годового графика нагрузки (недогрузки в летние месяцы) может быть допущена дополнительная перегрузка трансформаторов в размере
. (9.4)
Определяем сумму допустимых перегрузок трансформаторов в нормальном режиме при максимальной нагрузке завода:
(9.5)
Так как допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем
. (9.6)
2. Нормальный режим.
Коэффициент загрузки в часы максимума:
; (9.7)
Вариант 1:
КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891
Вариант 2:
КЗ2 = 44,545/ 2*32= 0,696
Вариант 3:
КЗ3 = 44,545/ 2*40=0,557
С точки зрения работы в нормальном режиме приемлемы все варианты.
Впервом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода,поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:
Sдоп max =1,3*2*25 = 65 > 44,545 МВА
3. Послеаварийный режим
Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):
Вариант 1:
1,4* Sном.т =1,4*25=35 МВА. т. е.(35/44,545)*100%= 78,57%
Вариант 2:
1,4*32 =44,8 МВА. (44,8 /44,545)*100%= 100,57%
Вариант 3:
1,4*40= 56 МВА, т. е. (56/ 44,545)*100%= 125,7%
При отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе должен пропустить всю потребляемую мощность. Суммарная мощность потребителей I-ой категории - (ЭП №11, №19, №20, №21) составляет РI=4178,26 кВт = 28,7%).
Суммарная мощность ЭП III–ой категории составляет РIII=1462,2 кВт=10,1%).
Т.о. нагрузка по предприятию преимущественно II – ой категории РII= 61,2%
Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой, III–ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:
РI = 28,7%; РII = 61,2%; РIII = 10,1%
Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III –ей и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.
Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.
4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.
Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (5.2)-(5.10).
Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.
Вариант 1.
; квар;
квар;
;
кВт;
кВт.
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
; кВт,
в двух параллельно работающих трансформаторах:
кВт; кВт,
здесь kз0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.
Вариант 2.
квар;
квар;
кВт;
кВт;
кВт;
кВт.
Вариант 3.
квар; квар;
кВт; кВт;
кВт;
кВт.
Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по формуле (9.8) [3,42]:
; (9.8)
=12,927 МВА;
= 15,217 МВА;
= 18,76 МВА;
На первом этапе целесообразна работа одного из трансформаторов при работе на первых ступенях графика нагрузки при коэффициенте загрузки (КЗ). Далее, при определенной нагрузке и соответствующем коэффициенте загрузки (КЗ0,5) трансформаторы работают параллельно.При этом переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8).
Определяем коэффициенты загрузки трансформатора в обоих случаях для каждой ступени по вариантам, в зависимости от приведенных потерь мощности при – КЗ или – КЗ 0,5 и заносим в табл. 9.2. Далее определяются потери электроэнергии в трансформаторах для каждой ступени графика по формуле:
кВт*ч/год,
кВт*ч,
Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл.9.2.
Таблица 9.2. Результаты расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (35кВ)
№
ступени
Нагрузка, SПродол-жительность ступени, tст,
kз
kз0,5
Продолжитель-ность ступени, t’ст,
Потери мощности, P,Потери ЭЭ,
DW,
МВА % час в году кВт кВт*ч2х25 МВА
1 14,700 33 - 0,294 2555 102,908 262930,0 2 22,273 50 - 0,445 730 155,264 113342,7 3 28,954 65 - 0,579 365 219,271 80034,0 4 31,182 70 - 0,624 365 244,317 89175,9 5 33,409 75 - 0,668 365 271,219 98994,9 6 35,636 80 - 0,713 1095 299,976 328473,6 7 37,418 84 - 0,748 730 324,317 236751,5 8 40,091 90 - 0,802 730 363,055 265030,5 9 42,318 95 - 0,846 730 397,378 290086,0 10 44,545 100 - 0,891 1095 433,556 474743,9 2811,26 2239563,0 2х32 МВА 1 14,700 33 0,459 - 2555 106,63 272429,3 2 22,273 50 - 0,348 730 154,09 112485,7 3 28,954 65 - 0,452 365 209,08 76312,8 4 31,182 70 - 0,487 365 230,59 84166,2 5 33,409 75 - 0,522 365 253,70 92601,4 6 35,636 80 - 0,557 1095 278,41 304855,0 7 37,418 84 - 0,585 730 299,32 218501,5 8 40,091 90 - 0,626 730 332,60 242794,8 9 42,318 95 - 0,661 730 362,08 264319,1 10 44,545 100 - 0,696 1095 393,16 430510,2 2619,66 2098976,1 2х40 МВА 1 14,700 33 0,3675 - 2555 98,02 250444,7 2 22,273 50 0,5568 - 730 168,02 122651,7 3 28,954 65 - 0,362 365 192,79 70369,7 4 31,182 70 - 0,390 365 209,54 76480,5 5 33,409 75 - 0,418 365 227,52 83044,1 6 35,636 80 - 0,445 1095 246,74 270180,9 7 37,418 84 - 0,468 730 263,01 191998,4 8 40,091 90 - 0,501 730 288,91 210901,4 9 42,318 95 - 0,529 730 311,85 227649,8 10 44,545 100 - 0,557 1095 336,03 367955,2 2242,3 1871676,3Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:
тыс у е
тыс у е
28,075тыс у е
Суммарные затраты:
З1 = 2*77*(0,125+0,064+0,03) + 33,593= 67,319 тыс. у.е.
З2 = 2*86*(0,125+0,064+0,03) + 31,484= 69,152 тыс. у.е.
З3 = 2*96*(0,125+0,064+0,03) + 28,075= 70,123 тыс. у.е.
Таким образом более экономичным является вариант с трансформаторами 25000 кВА.,
Итоговые затраты варианта 35 кВ кВ:
З35 = 67,319 тыс.у.е.
8.2.2 Технико-экономический расчет варианта U=110 кВНамечаем три варианта мощности трансформаторов:
2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,
Таблица 9.3. Справочные данные трансформаторов 110кВ
ТипSном
MB- A
Пределы регулирования Каталожные данные Расчетные данные Uном обмоток, кВuк
%
DPк,
кВт
DPх, кВтI,
%
RT,
Ом
ХT,
Ом
DQх, кВтКо,
тыс
у е
ВН HH ТРДЦН-25000/110 25 ±9х1,78% 115 11; 10,5 120 27 0,7 2,54 55,9 175 84 ТД-40000/110 40 ±2x2,5% 121 10,5 10,5 160 50 0,65 1,46 38,4 260 109 ТРДЦН-63000/110 63 ±9x 1,78% 115 10,5; 10,5 260 59 0,6 0,87 22 378 136
1.-Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим
ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:
Далее в соответствии с формулами (9.3)-(9.7) пункта 9.1
Так-же как и в предыдущем пункте 9.1, допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем
.
2. Нормальный режим.
Коэффициент загрузки в часы максимума:
;
Вариант 1:
КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891
Вариант 2:
КЗ2 = 44,545 / 2*40= 0,557
Вариант 3:
КЗ3 = 44,545 / 2*63=0,354
С точки зрения работы в нормальном режиме с учетом систематической перегрузки приемлемы все варианты.
В первом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода, поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:
Sдоп max =1,3*2*25 = 65 > 44,545 МВА
3. Послеаварийный режим
Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):
Вариант 1:
1,4*25 =35 МВА. (35/44,545)*100%= 78,57%
Вариант 2:
1,4*40 =56 МВА. (56/44,545)*100%= 125,71%
Вариант 3:
1,4*63= 88,2 МВА, (88,2/ 44,545)*100%= 198%
Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой, III–ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:
РI = 28,7%
РII = 61,2%
РIII = 10,1%
Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III –ей
и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.
Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.
4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.
Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формуле (9.8) [3,42]:
Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.
Вариант 1.
; квар;
квар;
;
кВт;
кВт.
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
; кВт,
в двух параллельно работающих трансформаторах:
кВт; кВт,
здесь kз0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.
Вариант 2.
квар; квар;
кВт;
кВт;
кВт;
кВт.
Вариант 3.
квар; квар;
кВт;
кВт;
кВт;
кВт.
Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по (9.8) [3,42]:
;
=13,336 МВА;
= 23,34МВА;
= 32,35МВА;
Переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8). Потери электроэнергии на первой ступени S1=14,7 МВА составят:
кВт*ч/год,
кВт*ч/год,
Результаты расчёта по определению годовых потерь мощности и энергии по варианту (110 кВ)сведены в табл 9.4.
Таблица 9.4. Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (110кВ)
№
ступени
Нагрузка, SПродол-жительность ступени, tст,
kз
kз0,5
Продолжитель-ность ступени, t’ст,
Потери мощности, P,Потери ЭЭ,
DW,
МВА % час в году КВт кВт*ч2 по 25 МВА
1 14,700 33 - 0,294 2555 114,933 293654,335 2 22,273 50 - 0,445 730 171,209 124982,508 3 28,954 65 - 0,579 365 240,008 87602,9445 4 31,182 70 - 0,624 365 266,929 97429,2582 5 33,409 75 - 0,668 365 295,845 107983,447 6 35,636 80 - 0,713 1095 326,755 357796,532 7 37,418 84 - 0,748 730 352,918 257630,463 8 40,091 90 - 0,802 730 394,557 288026,527 9 42,318 95 - 0,846 730 431,449 314957,905 10 44,545 100 - 0,891 1095 470,336 515017,55 3064,94 2445081,472 по 40 МВА
1 14,700 33 0,3675 - 2555 142,78 364810,2 2 22,273 50 0,5568 - 730 192,61 140608,8 3 28,954 65 - 0,362 365 222,93 81370,9 4 31,182 70 - 0,390 365 238,42 87023,5 5 33,409 75 - 0,418 365 255,05 93094,8 6 35,636 80 - 0,445 1095 272,84 298754,3 7 37,418 84 - 0,468 730 287,89 210156,5 8 40,091 90 - 0,501 730 311,84 227641,8 9 42,318 95 - 0,529 730 333,06 243134,0 10 44,545 100 - 0,557 1095 355,43 389195,5 2612,9 2135790,52 по 63 МВА
1 14,700 33 0,2333 - 2555 110,06 281209,4 2 22,273 50 0,3535 - 730 151,73 110766,3 3 28,954 65 0,4596 - 365 202,68 73978,4 4 31,182 70 0,4949 365 222,62 81254,9 5 33,409 75 0,265 365 238,86 87185,4 6 35,636 80 0,283 1095 250,31 274087,7 7 37,418 84 - 0,297 730 260,00 189796,7 8 40,091 90 - 0,318 730 275,41 201050,9 9 42,318 95 - 0,336 730 289,07 211022,3 10 44,545 100 - 0,354 1095 303,47 332299,0 2304 1842651,2Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:
= 36,766тыс у е
= 32,0369тыс у е
= 27,64тыс у е
Суммарные затраты:
З1 = 2*84*(0,125+0,064+0,03) + 36,766 = 73,558 тыс. у.е.
З2 = 2*109*(0,125+0,064+0,03) + 32,0369= 79,779 тыс. у.е.
З3 = 2*136*(0,125+0,064+0,03) + 27,64 = 87,21 тыс. у.е.
Таким образом более экономичен вариант 110кВ 2х25000 кВА., З110 = 73,558 тыс.у.е.
8.2.3 Технико-экономический расчет варианта U=220 кВНамечаем два варианта мощности трансформаторов:
2*40 МВА, 2*63 МВА,
Принимаем по таблице[3] следующие трансформаторы:
Таблица 9.5. Справочные данные трансформаторов
ТипSном
MB- A
Пределы регулирования Каталожные данные Расчетные данные Uном обмоток, кВuк
%
DPк,
кВт
DPх, кВтI,
%
RT,
Ом
ХT,
Ом
DQх, кВтКо,
тыс
у е
ВН HH ТРДН-40000/220 40 ±8x1,5% 230 11/11 12 170 50 0,9 5,6 158,7 360 169 ТРДЦН-63000/220 63 ±8X1,5% 230 11/11 12 300 82 0.8 3,9 100,7 504 193Порядок расчета аналогичен предыдущему так как используем трансформаторы той же мощности но на напряжение Uвн=220кВ
С точки зрения работы в нормальном и аварийном режиме приемлемы все варианты
Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формулам (9.3)-(9.7) пункта 9.1.
Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.
Вариант 1.
квар;
квар;
кВт;
кВт.
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
кВт,
в двух параллельно работающих трансформаторах:
кВт,
Вариант 2.
квар;
квар;
кВт;
кВт;
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
кВт;
в двух параллельно работающих трансформаторах:
кВт.
Нагрузка, при которой необходимо переходить на работу с 2-мя трансформаторами
= 23,038 МВА;
= 35,31 МВА;
Потери электроэнергии на первой ступени (S1=14,7 МВА) составят:
кВт,
Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ) сведены в табл.9.6.
Таблица 9.6. Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ)
№
ступени
Нагрузка, SПродол-жительность ступени, tст,
kз
kз0,5
Продолжитель-ность ступени, t’ст,
Потери мощности, P,Потери ЭЭ,
DW,
МВА % час в году кВт кВт*ч2 по 40 МВА
1 14,700 33 0,367 - 2555 123,37 315215,3 2 22,273 50 0,557 - 730 195,12 142435,0 3 28,954 65 - 0,362 365 243,41 88845,9 4 31,182 70 - 0,390 365 260,57 95109,6 5 33,409 75 - 0,418 365 279,01 101837,2 6 35,636 80 - 0,445 1095 298,71 327086,4 7 37,418 84 - 0,468 730 315,39 230232,3 8 40,091 90 - 0,501 730 341,93 249607,9 9 42,318 95 - 0,529 730 365,45 266775,0 10 44,545 100 - 0,557 1095 390,23 427305,1 2813,2 2244449,72 по 63 МВА
1 14,700 33 0,2333 - 2555 144,36 368833,6 2 22,273 50 0,3535 - 730 192,50 140526,5 3 28,954 65 0,4596 - 365 251,36 91746,6 4 31,182 70 0,4949 - 365 274,39 100153,1 5 33,409 75 0,5303 365 299,13 109182,3 6 35,636 80 0,5657 1095 325,57 356502,7 7 37,418 84 - 0,297 730 334,78 244388,1 8 40,091 90 - 0,318 730 352,59 257390,2 9 42,318 95 - 0,336 730 368,37 268910,3 10 44,545 100 - 0,354 1095 385,00 421579,5 2928,06 2359212,9Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го варианта соответственно:
= 33,667 тыс у е
= 35,388 тыс у е
Суммарные затраты:
З1 = 2*169*(0,125+0,064+0,03) + 33,667 = 107,69 тыс. у.е.
З2 = 2*193*(0,125+0,064+0,03) + 35,388 = 119,92 тыс. у.е.
Таким образом более экономичен вариант 220кВ 2х40000 кВА., З220 = 107,69 тыс.у.е.
8.3 Выбор оптимального варианта воздушной линии электропередачи (ВЛЭП)Линия, питающая ГПП, выполнена воздушной линией электро- передачи (ВЛЭП),
Двухцепной, по количеству трансформаторов ГПП, в соответствии с требованиями надежности электорснабжения.
Расчет сводится к определению минимальных приведенных затрат и проводится по методу экономических интервалов.
8.3.1 Технико-экономический расчет варианта U=35кВТок, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потерь мощности в трансформаторах ГПП, и возможностью отключения ЭП 3-ей категории в аварийном режиме, составит:
;
I расч =Imax= = 390,6 А.;
где - SPS - суммарная нагрузка предприятия и субабонента, кВт;
DРГПП – потери активной мощности в трансформаторах ГПП (35кВ), кВт;
UН – номинальное напряжение варианта исполнения ВЛЭП;
Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.
Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч
(по табл. 4-47 [2,628]) определим по формуле:
.F = 390,6/1.0 = 390,6 мм2.
С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке, намечаем три варианта исполнения ВЛЭП по [6]:
а) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп=380 А), r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 17,3 тыс.у.е.
б) АС-150/24 F=150 мм2 (Iдоп=445 А)., r0 = 0,198 Ом/км, Ко = 17,8 тыс.у.е.
б) АС-185/29 F=185 мм2 (Iдоп=510 А)., r0 = 0,162 Ом/км, Ко = 18,4 тыс.у.е.
Капиталозатраты на сооружение линий:
КЛ1=17,3*60 = 1038 тыс. у.е.,
КЛ2=17,8*60 = 1068 тыс. у.е.
КЛ3=18,4*60 = 1104 тыс. у.е.
По табл. 7.32 [2,358] находим значения активных сопротивлений проводов:
RЛ1=0,249*60 = 14,94 Ом;
RЛ2=0,198*60 = 11,88 Ом.
RЛ2=0,162*60 = 9,72 Ом.
Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:
Зл1 = (0,125+0,024+0,04)*1038 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);
Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1068 +2*(3*I2 * (11,88)* 4477*1,5*10-8);
Зл2 = (0,125+0,024+0,04)*1104 +2*(3*I2 * (9,72)* 4477*1,5*10-8);
Изменяя значение тока в формулах для каждого из вариантов от 50А до 390,6А, получим значение затрат, зависящее от величины тока в линии в различные моменты времени, по результатам расчетов (табл.9.7) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 35кВ (рис.9.1)
Таблица 9.7. Определение приведенных затрат ВЛ 35 кВ по экономическим интервалам
Ii,A 50 100 150200
250 300 350 390,6ЗЛ1, тыс. у.е.
166,34 188,91 226,54 279,21 346,93 429,70 527,53 618,03ЗЛ2, тыс. у.е.
169,39 187,34 217,26 259,14 312,99 378,81 456,60 528,56ЗЛ3, тыс. у.е.
173,81 188,49 212,97 247,24 291,30 345,15 408,80 467,68Очевидно, что сечения АС-120 наболее экономично, чем сечение АС-150, АС-185 предпочтительнее. Это объясняется тем что, кривая для сечения АС-120, храктеризующая затраты, при минимальных нагрузках – значительно ниже,а при при максимальных нагрузках ненамного превышает остальные кривые, что видно из графика.
Т.о. принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=380 А)при U=35кВ.
8.3.2 Технико-экономический расчет варианта U= 110кВТок, протекающий по линии:
I расч = = 124,28 А.; Imax =2 I расч=2*124,28=248,56 А;
Сечение провода марки АС при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2:
= 248,56/1.0 = 248,56 мм2.
Рассмотрим три варианта исполнения ВЛЭП
а) АС-70/11 F=70 мм2 (Iдоп=265 А), r0 = 0,428 Ом/км, Ко = 20,4 тыс.у.е.
б) АС-95/16 F=95 мм2 (Iдоп=330 А)., r0 = 0,306 Ом/км, Ко = 21 тыс.у.е.
в) АС-120/19 F=120 мм2 (Iдоп3805 А)., r0 = 0,249 Ом/км, Ко = 21,4 тыс.у.е.
Капиталозатраты на сооружение линий:
КЛ1=20,4*60 = 1224 тыс. у.е.,
КЛ2=21*60 = 1260 тыс. у.е.
КЛ3=21,4*60 = 1284 тыс. у.е.
Находим значения активных сопротивлений проводов:
RЛ1=0,428*60 = 25,68 Ом;
RЛ2=0,306*60 = 18,36 Ом.
RЛ2=0,249*60 = 14,94 Ом.
Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:
Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1224 +2*(3*I2 * (25,68)* 4477*1,5*10-8);
Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1260 +2*(3*I2 * (18,36)* 4477*1,5*10-8);
Зл3 = (0,125+0,024+0,004)*1284 +2*(3*I2 * (14,94)* 4477*1,5*10-8);
Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.8) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 110кВ (рис.9.2)
Таблица 9.8. Определение приведенных затрат ВЛ 110 кВ по экономическим интервалам
Ii,A 20 40 60 80 100 120 140ЗЛ1, тыс. у.е.
191,41 203,83 224,52 253,49 290,74 336,27 390,08ЗЛ2, тыс. у.е.
195,74 204,62 219,41 240,13 266,76 299,31 337,78ЗЛ3, тыс. у.е.
198,86 206,08 218,12 234,98 256,65 283,14 314,44Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-120 (Iдоп=510 А)при U=110кВ
8.3.3 Технико-экономический расчет варианта U= 220кВ
Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потери мощности в трансформаторах ГПП, составит:
I расч = = 62,14 А.;
Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.
Сечение провода при экономической плотности тока jэ=1,0 А/мм2 при Тmax>5000ч:
= 124,28/1.0 = 124,28 мм2.
С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке (максимальный ток линии, в случае выхода из строя одной из двух составит 2Iрасч = 2*62,14=124,28 А), намечаем три варианта исполнения ВЛЭП
Рассмотрим сечения:
а) АС-240/32 F=240 мм2 (Iдоп=610 А), r0 = 0,121 Ом/км, Ко = 30,6 тыс.у.е.
б) АС-300/48 F=300 мм2 (Iдоп=690 А)., r0 = 0,125 Ом/км, Ко = 31,2 тыс.у.е.
в) АС-400/51 F=400 мм2 (Iдоп=835 А)., r0 = 0,075 Ом/км, Ко = 35 тыс.у.е.
Капиталозатраты на сооружение линий:
КЛ1=30,6*60 = 1836 тыс. у.е.,
КЛ2=31,2*60 = 1872 тыс. у.е.
КЛ3=35*60 = 2100 тыс. у.е.
Находим значения активных сопротивлений проводов:
RЛ1=0,121*60 = 7,26 Ом;
RЛ2=0,125*60 = 7,5 Ом.
RЛ2=0,075*60 = 4,5 Ом.
Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:
Зл1 = (0,125+0,024+0,004)*1836 +2*(3*I2 * (7,26)* 4477*1,5*10-8);
Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*1872 +2*(3*I2 * (7,5)* 4477*1,5*10-8);
Зл2 = (0,125+0,024+0,004)*2100+2*(3*I2 * (4,5)* 4477*1,5*10-8);
Построим зависимость Зп= f(I), по результатам (табл.9.9) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 220кВ (рис.9.3)
Таблица 9.9. Определение приведенных затрат ВЛ 220 кВ по экономическим интервалам
Ii,A 10 20 30 40 50 60 70ЗЛ1, тыс. у.е.
187,56 188,44 189,90 191,95 194,59 197,80 201,61ЗЛ2, тыс. у.е.
193,08 193,99 195,50 197,62 200,33 203,66 207,59ЗЛ3, тыс. у.е.
196,63 197,18 198,08 199,35 200,98 202,98 205,34Рис 9.3. Приведенные затраты ВЛ 220 кВ для сечений провода АС-240,АС-300,АС-400
Принимаем сечение проводов двух-цепной линии -- АС-240 (Iдоп=610 А)при U=220кВ
Результаты расчетов по выбору варианта внешнего электроснабжения завода сведем в таблицу 9.10, сравним приведенные затраты на сооружение ГПП и ВЛЭП по вариантам с учетом потерь электроэнергии, выберем оптимальный вариант.
Таблица 9.10. Результаты расчетов по выбору варианта системы внешнего электроснабжения завода
Вариант
№
Напряжение,
U кВ
Приведенные затраты
по вариантам, тыс.у.е
Суммарные приведенные затраты по
вариантам, тыс.у.е
вариант
исполнения
ВЛЭП Трансформаторы ГПП ВЛЭП ГПП 1 35 467,68 67,319 534,999 2АС-185ТРДНС
2х25МВА
2 110 283,14 73,558 356,698 2АС-120ТРДЦН
2х25МВА
3 220 197,8 107,69 305,49 2АС-240ТРДН
2х40МВА
Оптимальный.220
197,8
107,69
305,49
2АС-240ТРДН
2х40МВА