Введение
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 цеха
Помещения 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=1,4находим 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)--PAGE_BREAK--
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
№светильника
dA, 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
-
- продолжение
--PAGE_BREAK--
-
7,49
7,49
7,49
Далее, 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 освещения
Нормативную 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 мастеров
Данные 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 продолжение
--PAGE_BREAK--
Ру=6*(2х80)+6*(2х80) =1920Вт;
Qу=Ру * tg j =1920*0,328 = 630 Вт
2.5 Расчет освещения коридора
Высота 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 раздевалки
Нр=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 склада
Габариты 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 предприятия
Для 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 продолжение
--PAGE_BREAK--
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 освещения
Активная мощность
Реактивная мощность
Р, кВт
Q., кВАр
Аварийное-
Ру= 7,5
-
Эвакуационное
Ру= 1,2
-
Рабочее освещение:
Ру=50
Qу= 72,05
Комната мастеров(2)
Ру=0,96
Qу= 0,315
Коридор
Ру= 0,18
Qу= 0,05904
Раздевалки (2)
Ру= 0,16
Qу= 0,0525
Склад
Ру= 3
-
Итого по цеху:
РΣ= 64,12
QΣ= 72,84
Наружное освещение
Ру= 80,5
Qу= 60,52
2.9 Выбор проводников и защитных аппаратов
В 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 продолжение
--PAGE_BREAK--
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 Кии cosφ (tgφ).
Сварочные посты с автоматической сваркой:
сosφ=0,5Ки=0,4 tgφ=1,732
Сварочные генераторы:
сosφ=0,75Ки=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 продолжение
--PAGE_BREAK--
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
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
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
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: продолжение
--PAGE_BREAK--
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
497062,0
м2
Площадь застроенных территорий
147284
м2
Площадь незастроенных территорий
349778
м2
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
Ступень
Рр,%
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 продолжение
--PAGE_BREAK--
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
1619
/>
Рис. 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) продолжение
--PAGE_BREAK--
где Тг – количество часов в году, ч.
= (0,124 + 5909*10-4)2*8760 = 4477 ч.
Коэффициент заполнения графика:
/>
5. Построение картограмм нагрузок предприятия
ГПП 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 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
Координаты центра
291,7196
338,9577
нагрузок предприятия
Таким 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 кВ
В 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*105кВт*ч продолжение
--PAGE_BREAK--
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*105кВт*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 кВ
Согласно 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*105кВт*ч продолжение
--PAGE_BREAK--
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 завода
Размещаем 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*Iр2*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*Iр2*R*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. продолжение
--PAGE_BREAK--
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= 0,0516Ом
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. продолжение
--PAGE_BREAK--
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 кВ
Определим минимальные приведенные затраты на ТП 10/6 кВдля 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
14,546
1,354х105
2500
5,5
1
23,5
4,6
55
14
14,95
3,15
11,519
1,533х105
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, продолжение
--PAGE_BREAK--
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 нагрузку
0,303
0,321
затраты прокладки кабельных линий
0,703
0,703
Итого:
25,338
21,132 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
DPк,
кВт
DPх, кВт
I,
%
RT,
Ом
ХT,
Ом
DQх, кВт
Ко,
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
96
Коэффициент 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: продолжение
--PAGE_BREAK--
/>; (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; продолжение
--PAGE_BREAK--
/>= 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 – КЗили – КЗ0,5 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, S
Продол-жительность ступени, tст,
kз
kз0,5
Продолжитель-ность ступени, t’ст,
Потери мощности, P,
Потери ЭЭ,
DW,
МВА
%
час в году
кВт
кВт*ч
2х25 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 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
ХT,
Ом
DQх, кВт
Ко,
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: продолжение
--PAGE_BREAK--
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, S
Продол-жительность ступени, tст,
kз
kз0,5
Продолжитель-ность ступени, t’ст,
Потери мощности, P, продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
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
2359212,9
Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го варианта соответственно:
/>= 33,667 тыс у е продолжение
--PAGE_BREAK--
/>= 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=35кВ
Ток, 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
150
200
250
300
350
390,6
ЗЛ1, тыс. у.е.
166,34
188,91
226,54
279,21
346,93
429,70
527,53
618,03
ЗЛ2, тыс. у.е.
169,39 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
202,98
205,34
/>
Рис 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-185
ТРДНС
2х25МВА
2
110
283,14
73,558
356,698
2АС-120
ТРДЦН
2х25МВА
3
220
197,8
107,69
305,49
2АС-240
ТРДН
2х40МВА
Оптимальный.
220
197,8
107,69
305,49
2АС-240
ТРДН
2х40МВА