4.1.1 Метод коэффициента спроса

Если требуется определить расчётную максимальную нагрузку при неизвестных мощностях отдельных электроприёмников, то величины Pmax и Qmax определяются по коэффициенту спроса (Кс) и коэффициенту мощности (cosφ), принимаемым для данной отрасли промышленности:

Pmax=Kc·Pном; Qmax=Pmazx·tg φ. (1)

Значения Рном приведены в таблице 1. В ней также указаны: категория электроприёмника по надёжности и характер окружающей среды. По (1) определяем максимум силовой нагрузки цехов. Вместе с тем необходимо учесть мощность, потребляемую искусственным освещением цехов и территории предприятия. Эта нагрузка определяется по удельной плотности освещения (σ, Вт/м2), а так же по площади производственных цехов (или территории предприятия).

Расчётные формулы:

Росв=F·σ·Кс. осв; Qосв=Pосв·tg φосв; (2), Рцех=Рmax+Росв; Qосв=Qmax+Qосв; (3)

Sцех=; (4)

4.1.2 Статический метод

Данный метод предполагает, что нагрузка - случайная величина, которая распределяется по нормальному закону:

Рmax=MP+β; (5)

где β=1,7 принимается по интегральной кривой с достаточной точностью (без учёта нагрева проводников);

МР=Рср. - математическое ожидание нагрузки;

дисперсия вычисляется по формуле:

=. (6)

Подставив всё выше написанное в (3.5), получим выражение для расчёта максимальной нагрузки предприятия статическим методом:

Рпред. =Рср. +1,7. (7)

Для расчёта Рср. и Рср. кв. используют суточный график нагрузки предприятия.

Рср. =; Рср. кв. = (8)

4.1.3 Метод упорядоченных диаграмм

Согласно этого метода расчётная максимальная нагрузка определяется из выражения:

Рmax. =Kmax. Pср., (9)

где Kmax=1,15-1,2.

Ввиду неточности расчётных коэффициентов, которые используются в методе упорядоченных диаграмм и в статистическом методе, в дальнейшем будем пользоваться данными найденными по методу коэффициента спроса.

табл.2

табл.3

табл.4

табл.5

При определении максимальной нагрузки по предприятию в целом необходимо учесть коэффициент разновремённости максимумов (Кр м.), а так же потери в цеховых силовых трансформаторах, линиях распределительной сети и других элементов системы. Однако на данном этапе эти элементы не выбраны, поэтому потери в трансформаторах цеховых подстанций (ΔРтр. и ΔQтр.) учитываются приближённо, по суммарным значениям нагрузок напряжением до 1000 В, то есть:

ΔРтр. = 0,02Sцех0,4кВ = 0,02·14706,49 = 294,13 кВт; (10)

ΔQтр. = 0,1Sцех0,4кВ = 0,1·12539,64 = 1253,96 кВАр; (11)

Расчётные активная и реактивная мощности предприятия в целом определяются по выражениям:

= 30840,15 кВт; (12)

 22285,22 кВАр. (13)

Определим Tmax (число часов использования максимальной нагрузки) по годовому графику, построенному на основании суточного графика с учётом выходных дней и двухсменного цикла работы предприятия, по выражению:

7942,4 часа. (17)

4.2 Компенсация реактивной мощности

При реальном проектировании энергосистема задаёт экономическую величину реактивной мощности (Qэкон), в часы максимальных активных нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителю.

При дипломном проектировании Qэкон рассчитывается по формуле, где tgном находят из выражения:

tgjб - базовый коэффициент реактивной мощности принимаемый для сетей 6-10 кВ присоединенным к шинам п/ст с высшим классом напряжения 110 кВ,равен 0,5.

К - коэффициент учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах, к = 0,8.

Dм - это отношение потребления активной мощности потребителем в квартале max нагрузок энергосистемы к потреблению в квартале max нагрузок потребителя, dм = 0,7.

30840,15·0,3 = 21896,51 кВАр; (14)

Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить на предприятии, рассчитываем по выражению:

 22285,22-21896,51 = 388,71 кВАр; (15)

При наличии компенсационных устройств полная мощность предприятия будет равна:

37822,90 кВА. (16)

4.3 Определение центра электрических нагрузок

Для определения оптимального местоположения ГПП и цеховых ТП, при проектировании системы электроснабжения, на генеральный план предприятия наносится картограмма нагрузок. Которая представляет собой совокупность окружностей, центр которых совпадает с центром цеха, а площадь соответствует мощности цеха в выбранном масштабе.

Силовые нагрузки до и свыше 1000 В изображаются отдельными окружностями. Осветительная нагрузка изображается в виде сектора круга соответствующего нагрузке до 1000 В.

Радиус круга определяется из выражения:

ri = , (18)

где Si - мощность i-того цеха, кВА;

ri - радиус окружности, мм;

m - масштаб, кВА/мм2.

Угол сектора определяется выражением:

=. (19)

Координаты центра электрических нагрузок определяются по выражениям:

Xэл. н. =; Yэл. н=. (20)

Исходные данные и результаты расчётов сведены в таблицу №6

табл.6

Рис.2 Картограмма предприятия

5. Выбор системы питания предприятия

Система электроснабжения промышленного предприятия условно разделена на две подсистемы - систему питания и систему распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередачи (ЛЭП) и пункт приема электроэнергии (ППЭ).

Считаем, что канализация энергии от ИП до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными ЛЭП соответствующего рационального напряжения.

5.1 Выбор трансформаторов ГПП

Выбор трансформаторов производится по ГОСТ 14209 85, когда по суточному графику нагрузки определяется среднеквадратичная мощность по выражению (8).

Sср. кв. = 39951,86 кВА.

Рассмотрим первый вариант, согласно которого на ПГВ имеется два понижающих трансформатора, мощность каждого из них вычисляется по выражению:

 19975,93 кВА.

Согласно справочнику [5], стр.84, предварительно подбираем трансформатор ТРДН-32000/110.

По суточному графику определяем время перегрузки, а по табл.2.99 [6], для соответствующей системы охлаждения (в нашем случае Д) и среднегодовой температуре региона (для Омска +8,4 0С) находим К2доп.

К2доп = 1,4

tпер = 8часа

Определяем коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:

 1,7 > 1,4.

Требованиям не удовлетворяет. Берем трансформатор мощностью на порядок выше (32000кВА).

 1,3634565 < 1,4

Требования выполняются. Останавливаем свой выбор на силовом трансформаторе ТРДН-32000/110. Трансформатор трёхфазный с расщеплённой обмоткой, охлаждение маслянное с дутьём, с возможностью регулирования напряжения под нагрузкой, мощностью 32 МВА, напряжение высокой стороны 110 кВ.

5.2 Выбор ЛЭП от энергосистемы до ГПП

Выбор напряжения питающей сети надлежит производить на основании технико-экономических сравнений вариантов.

При выборе вариантов предпочтение следует отдавать варианту с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низшим из сравниваемых напряжений в пределах до10% по приведенным затратам.

Для питания больших предприятий на первых ступенях распределения энергии следует применять напряжения 110, 220 и 330 кВ.

Выбор двух вариантов рационального напряжения питания производится с использованием следующей формулы:

100,84 кВ. (21)

Выбираем стандартное напряжение 110 кВ.

Так как на предприятии имеются потребители 1-й и 2-й категории, предлагаю питание до ГПП осуществлять двухцепной ВЛЭП. Условия окружающей среды позволяют использовать провод марки АС.

Выбор сечения проводов для напряжения 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчётным током. Проверка производится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается ближайшее большее значение. При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах.

Для трансформатора ТРДН-32000/110:

DPk = 145 кВт, DPхх = 40 кВт, Ixx% = 0,7%, Uкз% = 10,5%.

Потери в трансформаторе:

181 кВт;

= 2859 кВАр.

Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах:

= 39688,36 кВА;

 208,31 А. (21)

Согласно ПУЭ (стр.42, таблица 1.3.29) предварительно берём сечение 50 мм2. Согласно того же источника неизолированные провода нам необходимо проверить на корону. Из практики уже известно что минимальное сечение на

110 кВ проходящее по условию короны это 70 мм2. Согласно этому увеличиваем первоначальное значение до 70 мм2.

Тот же источник требует от нас проверки по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение (S, мм2) определяется из соотношения (21) где номинальный ток (Iном, А) вычислен при условии что линия двухцепная, а также значение экономической плотности тока (Jэк, А/мм2) взято из ПУЭ (стр.50, таблица 1.3.36) и равно 1 А/мм2 при Tmax ³ 5000 часов.

 104,2 А.,  104 мм2. (22)

Согласно ПУЭ (пункт 1.3.27.) во избежание увеличения количества линий, сверх необходимого по условию надёжности, допускается двукратное превышение нормированных значений, приведённых в таблице.

Проверяем сечение провода по падению напряжения в конце линии:

R = r0×l = 0,42×50 = 21 Ом;

X = x0×l = 0,429×50 = 21,45 Ом;

0,98 % < 5 %

Таким образом провод АС-70/11 для ВЛЭП-110 сечением удовлетворяет условиям проверки.

5.3 Технико-экономический расчет

Целью ТЭРа является определение варианта с более выгодным напряжением. Определяются годовые затраты по каждому варианту:

З=к×Ен+И

где: к - капитальные затраты; Ен - нормативный коэффициент эффективности,

Ен=1/Тм,

где: Тм - нормативный срок службы, Тм = 8 лет, Ен = 0,125

И - издержки:

И = Иа + Иоб + Иэл,

где: Иа - амортизационные годовые отчисления,

Иа=к×Еа,

при: Еа = 0,028 для ЛЭП, Еа = 0,063 для П/СТ.

Иоб - издержки на обслуживание, текущий ремонт,

Иоб=к×Етр,

при: Етр = 0,004 для ЛЭП, Етр = 0,01 для П/СТ.

DИэл - стоимость потерь электроэнергии.

1 вариант.

Uпит = 35кВ, 2 трансформатора ТРДН-32000/35, 2х цепная линия, марка провода АС-185/24.

Стоимость КТП с трансформаторов 1576000 рублей.

Стоимость сооружения линии 151000 руб/км.

Общая стоимость линии 4530000 рублей.

Общие капитальные затраты 6257000 рублей.

Определим издержки на амортизацию:

Uал = 4530000·0,028 = 126840 руб/год;

Uап = 1576000·0,063 = 99268 руб/год.

Определим издержки на обслуживание и текущий ремонт:

Uтрл = 4530000·0,004 = 18120 руб/год;

Uтрп = 1576000·0,01 = 15760 руб/год.

Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание 259988 рублей.

Определим стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП:

Находим потери мощности:

кВт;

где Pр и Qр с учетом потерь в трансформаторах ППЭ.

Стоимость потерь в ЛЭП:

DUл = DPл·t·C = 24818,5·323·0,24·0,71 = 8553782,9 руб/год.

Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Потери энергии в трансформаторах:

,

где: t - число часов в году;

t - время max потерь; n - число трансформаторов.

кВт,

руб/год.

Общая стоимость потерь электроэнергии:

DUэл = DUл + DUт = 8553782,9 + 552954,456 = 9106737,356 руб/год.

Годовые затраты по 1-му варианту:

З = 6106000·0,125 + 9366725,356 = 10129975,36 руб/год.

2-й вариант.

Uпит =110кВ,2 трансформатора ТРДН-32000/110,2х цепная линия, марка провода АС 70/11.

Стоимость КТП с трансформаторами 3024200 рублей.

Стоимость сооружения линии 160500 руб/км.

Общая стоимость линии 4815000 рублей.

Общие капитальные затраты 7999700 рублей.

Определим издержки на амортизацию:

Uал = 4815000·0,028=134820 руб/год.

Uап=3024200·0,063=190524,6 руб/год.

Определим издержки на обслуживание и текущий ремонт:

Uтрл=4815000·0,004=19260 руб/год.

Uтрп=3024200·0,01=30242 руб/год.

Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание 374846,6 рублей.

Определим стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП:

Находим потери мощности:

 кВт;

где Pр и Qр с учетом потерь в трансформаторах ППЭ.

Стоимость потерь в ЛЭП:

DUл = DPл×t×C = 2767,42 323·0,24·0,71 = 2723787,37руб/год.

Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Потери энергии в трансформаторах:

,

где: t - число часов в году;

t - время max потерь;

n - число трансформаторов.

 кВт/ч,

DUт = DАт С = 800869,04 0,71 = 568617,023 руб/год.

Общая стоимость потерь электроэнергии:

DUэл = DUл + DUт = 2723787,37 + 568617,02 = 3292404,39 руб/год.

Годовые затраты по 2-му варианту:

З = 7839200·0,125 + 3667250,99 = 4647150,99 руб/год.

Составим таблицу 7 для сравнения вариантов.

таб.7

Из рассмотренных вариантов в качестве рационального напряжения питания принимаем к установке напряжение 110 кВ.

5.4 Выбор схемы питания

Схемы электрических соединений подстанций и распределительных устройств должны выбираться из общей схемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:

обеспечивать надежность электроснабжения потребителей;

учитывать перспективу развития;

допускать возможность поэтапного расширения;

учитывать широкое применение элементов автоматизации и требования противоаварийной автоматики;

обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

На всех ступенях системы электроснабжения следует широко применять простейшие схемы электрических соединений с минимальным количеством аппаратуры на стороне высшего напряжения, так называемые блочные схемы подстанции без сборных шин.

Для выбора устройства высшего напряжения (УВН) необходимо рассмотреть как минимум два типовых решения; для них провести технико-экономический расчет (ТЭР) и на основании этого расчета принять наиболее экономичный вариант.

Сравниваемые схемы представлены на рис.4.

Так как расстояние от подстанции энергосистемы до ППЕ l = 50км, то целесообразно выбрать схему с выключателем. В качестве второго варианта примем схему короткозамыкатель-отделитель.

При расчетах капиталовложения на трансформаторы, выключатели на отходящих линиях, секционные выключатели не учитываются, так как они будут совершенно одинаковы.

1. Вариант.

Схема выключатель-разъединитель.

1. Выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1

к1 = 9000 руб.

2. Разъединитель РНДЗ.2-110/1000У1

к2 = 200 руб.

Капиталовложения: К1=к1+к2=9000+200=9200 руб.

Издержки: И1=Еа×К1=0,063×9200=579,6руб. /год.

	Т Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7