Система электроснабжения завода

Система электроснабжения завода

1. Определение расчетных электрических нагрузок

.1 Определение расчетных электрических нагрузок по цехам предприятия

Для определения ожидаемых электрических нагрузок по цехам предприятия в курсовой работе рекомендуется использовать один из основных методов - метод коэффициента спроса. Применение этого метода обусловлено тем, что в исходных данных на проектирование задана только установленная активная мощность каждого цеха Р_ном, кВт. Для применения более точного метода определения электрических нагрузок - метода упорядоченных диаграмм, нет достаточно полных исходных данных.

Таблица 1.1

Расчетные активная Р_р, кВт, и реактивная Q_р, квар, нагрузки силовых приемников цеха напряжением 0,4 кВ определяются по формулам:

Р_р = К_с∙ Р_ном, (1.1)

Q_р = tgφ∙ Р_р, (1.2)

где К_с - средний коэффициент спроса;

tgφ - соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности

Для главного корпуса, имеющего установленную мощность по заданию Р_ном = 6300 кВт, коэффициента спроса К_с = 0,5 и cosφ = 0,7, которому соответствует значение tgφ =1,02. Тогда расчетные нагрузки для него, определенные по формулам (1.1) и (1.2), равны:

Р_р = 0,5∙6300 = 3150 кВт,

Q_р = 1,02∙3150 = 3213 квар.

Расчетные силовые нагрузки напряжением 0,4 кВ остальных цехов определяются аналогично.

Расчетные силовые нагрузки электроприемников напряжением 6 (10) кВ определяются также по формулам (1.1), (1.2). Исключение составляет определение расчетной реактивной мощности для синхронных электродвигателей (СД). Генерируемая синхронным двигателем реактивная мощность зависит от коэффициента загрузки по активной мощности, коэффициента загрузки по реактивной мощности и относительной величины напряжения на зажимах двигателя.

Максимальная величина реактивной мощности Q_сд, квар, которую может генерировать СД, определяется по формуле

 (1.3)

где α_м - наибольшая допустимая перегрузка СД по реактивной мощности, зависящая от типа двигателя, относительного напряжения и коэффициента загрузки по активной мощности;

Р_ном.сд - номинальная мощность СД задается в исходных данных, кВт;

tgφ_ном.сд, η_ном.сд - соответственно номинальные коэффициент реактивной мощности и коэффициент полезного действия СД.

При отсутствии данных о величине напряжения на зажимах СД и о значениях коэффициента загрузки по активной мощности К_з в курсовом проекте можно принять их равными: U = 1,05 и К_з = 0,9 для двигателей СДН напряжением 6 и 10 кВ (для всех частот вращения).

Например, заданы синхронные двигатели, установленные в насосной станции, типа СДН напряжением 6 кВ: количество n = 4, номинальная мощность одного двигателя Р_ном = 630 кВт, коэффициент мощности cosφ_ном = 0,9, коэффициент полезного действия η_ном = 0,95. Требуется определить расчетные нагрузки СД. По формулам (1.1), (1.3) имеем:

Р′_р = 0,85∙4∙630 = 2142 кВт,

.

В приведенном примере символы активной и реактивной мощностей указаны со штрихом для того, чтобы различать расчетные нагрузки низковольтных и высоковольтных электроприемников.

Вычисленные расчетные нагрузки низковольтных и высоковольтных электроприемников по цехам рекомендуется свести в таблицу 1.2.

Расчетная нагрузка осветительных приемников цеха Р_р.о, кВт, в приближенных расчетах обычно определяется по установленной мощности и коэффициенту спроса в соответствии с выражением

Р_р.о = Р_ном.о ∙К_с.о∙К_ПРА, (1.4)

где Р_ном.о - установленная мощность освещения, кВт;

К_с.о - коэффициент спроса для освещения;

К_ПРА - коэффициент, учитывающий потери активной мощности в пускорегулирующей аппаратуре (ПРА) газоразрядных ламп.

Для вычисления установленной мощности освещения применяется вспомогательный метод определения нагрузки - метод удельной мощности на единицу площади. В соответствии с ним установленная мощность освещения Р_ном.о, кВт, определяется по формуле

Р_ном.о = р_уд∙F, (1.5)

где р_уд - удельная нагрузка площади пола цеха, Вт/м²;- площадь пола цеха, определяемая по генплану, м².

Например, площадь главного корпуса F = 180 х 210 м; из справочных данных находим значение коэффициента спроса освещения Кс.о = 0,95 и значение удельной мощности р_уд = 12 Вт/м2. Используя формулы (1.4), (1.5), получаем значения активных мощностей осветительной нагрузки

Рном.о = 12∙10^-3 ∙37800 = 454 кВт,

Р_р.о = 454∙ 0,95 = 431 кВт.

Если предполагается установить в цехе газоразрядные источники света, имеющие низкий коэффициент мощности, то в этом цехе следует определить расчетную реактивную мощность освещения по формуле

Q_р.о = tgφ_.о∙ Р_р.о, (1.6)

где tgφ_о - соответствует cosφ_о = 0,95 с учетом компенсации реактивной мощности газоразрядных источников света.

Например, для главного корпуса имеем

Q_р.о = 0,33 ∙ 431 = 142 квар.

Полная расчетная нагрузка освещения определяется по формуле

. (1.7)

Например, для главного корпуса, подставляя в формулу (1.7) вычисленные значения, получаем

кВ∙А.

Освещение территории предприятия рассчитывается аналогично. Освещаемая площадь F_осв, м², определяется как разность площади всего предприятия и суммарной площади всех цехов, т.е. F_осв = F_пред − ∑F_i.

Результаты расчетов нагрузок освещения по цехам предприятия и территории сведены в таблице 1.2.

Полная расчетная мощность цеха S_р, кВ∙А, определяется по формуле

. (1.8)

Например, для главного корпуса полная расчетная мощность равна

 кВ·А.

Все расчеты электрических нагрузок сведены в таблицу 1.2.

1.2 Определение расчетной нагрузки предприятия в целом

Полная расчетная нагрузка заданного предприятия определяется по вычисленным расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов напряжением до и выше 1 кВ с учетом расчетных нагрузок освещения территории предприятия, потерь мощности в цеховых трансформаторах и ГПП (при ее сооружении) и с учетом компенсации реактивной мощности.

При решении вопроса компенсации реактивной мощности предприятия следует иметь в виду, что при расчетной мощности компенсирующего устройства менее 5000 квар при напряжении 6 кВ и 10000 квар при напряжении 10 кВ экономически целесообразной является установка статических конденсаторов. Если необходимая мощность компенсирующего устройства оказалась больше указанных величин, то следует провести сравнительные технико-экономические расчеты, учитывая график потребления реактивной мощности и требования энергосистемы для выявления эффективности применения синхронных компенсаторов.

Выписываем полученные по результатам расчетов из таблицы 1.2 суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки предприятия, которые равны:

силовых приемников напряжением до 1 кВ:

∑Р_р.с = 10066 кВт; ∑Q_р.с = 9161 квар;

осветительных приемников (цехов и территории предприятия)

∑Р_р.о = 39 кВт; ∑Q_р.о = 13 квар;

силовых приемников напряжением 6 (10) кВ:

∑Р′_р = 6622 кВт; ∑Q′_р = 2010 квар.

Трансформаторы цеховых подстанций еще не выбраны, поэтому потери мощности в них рекомендуется определить приближенно по соотношениям:

ΔР_т = 0,02∙S_р0,4; (1.9)

ΔQ_т = 0,1∙S_р0,4. (1.10)

Полная расчетная мощность приемников напряжением 0,4 кВ определяется по формуле (1.8) с учетом того, что активные и реактивные нагрузки (силовые и осветительные) подставляются итоговые, т.е. для всего предприятия

Потери мощности в трансформаторах цеховых ТП равны:

ΔР_т = 0,02∙ 16986 = 340 кВт;

ΔQ_т = 0,1∙16986 = 1699 квар.

Далее необходимо определить суммарные расчетные соответственно активную и реактивную мощности на шинах 6 (10) кВ ГПП или ГРП с учетом высоковольтной нагрузки по формулам:

Р_р∑ = (∑Р_р.с +∑Р′_р)∙К_р.м +∑Р_р.о + ΔР_т, (1.11)

Q_р∑ = (∑Q_р.с +∑Q′_р)∙К_р.м +∑Q_р.о + ΔQ_т, (1.12)

где К_р.м - коэффициент разновременности максимумов низковольтной и высоковольтной нагрузок принимается равным К_р.м =0,95.

Подставляя в формулы (1.11) и (1.12) известные величины, получаем значения мощностей:

Р_р∑ = (10066 + 6622) ∙ 0,95 +3492 +340 = 19686 кВт,

Q_р∑ = (9161 + 2010) ∙ 0,95 +1071 +1699 = 13382 квар.

Необходимая мощность компенсирующих устройств по предприятию в целом Q_ку, квар, определяется из выражения

Q_ку = Р_сг∙ (tgφ_ест.г - tgφ_норм), (1.13)

где Р_сг - среднегодовая активная нагрузка предприятия, кВт;

tgφ_ест.г - соответствует средневзвешенному естественному коэффициенту мощности за год;

tgφ_норм - соответствует нормативному значению коэффициента мощности, который при питании от системы принимается равным 0,95 (tgφ_норм = 0,33).

Значение среднегодовой активной мощности рекомендуется определить по формуле

, (1.14)

где Э_аг - годовое потребление энергии предприятием, кВт∙ч;

Т_г − годовое число часов работы предприятия (по заданию равно для трехсменного предприятия 6400 ч/год);

Т_м.а− число часов использования максимума активной нагрузки, (Т_м.а = 3770 ч).

Подставляя известные величины в формулу (1.14), получаем значение среднегодовой активной мощности

кВт.

Значение естественного коэффициента реактивной мощности tgφ_ест.г рекомендуется определить по формуле

, (1.15)

где Т_м.р - число часов использования реактивной мощности предприятия в год, ч/год (Т_м.р = 4220 ч).

Значения Т_м.а и Т_м.р для предприятий различных отраслей промышленности приводятся в справочной литературе. Если для проектируемого предприятия в рекомендуемых источниках не указано значение Т_м.р, то его можно принять равным на 10% больше, чем Т_м.а.

В соответствии с формулой (1.15) значение естественного коэффициента реактивной мощности предприятия равно

.

Подставляем вычисленные параметры в формулу (1.13) и получаем значение расчетной реактивной мощности компенсирующего устройства

Q_ку = 11596∙(0,76 - 0,33) = 4986 квар.

В качестве компенсирующих устройств предполагается установить комплектные конденсаторные установки (ККУ).

Так как на данном этапе проектирования еще не известны количество и номинальные мощности ККУ, потери активной мощности в них рекомендуется определить приближенно по соотношению

ΔР_ку = р_уд ∙ Q_ку, (1.16)

где р_уд - удельные потери активной мощности, составляющие 0,2% от Q_ку.

Потери активной мощности равны

ΔР_ку = 0,00996∙ 4986 ≈ 50 кВт.

Активная мощность с учетом потерь в компенсирующих устройствах на шинах 6 (10) кВ ГПП или ГРП составляет

Р = Р_р∑ + ΔР_ку = 19686 + 50 = 19736 кВт.

Реактивная мощность, передаваемая предприятию в часы максимума системы, определяется по выражению

Q_с = Q_р∑ - Q_ку = 13382 - 4986 = 8396 квар.

Расчетная полная нагрузка S^′_р, кВ∙А, на шинах 6 (10) кВ ГПП или ГРП с учетом компенсации реактивной мощности равна

кВ∙А.

Если предполагается установить на предприятии ГПП, то следует определить потери мощности в трансформаторах подстанции, которые ориентировочно определяются по соотношениям:

ΔР′_т = 0,02∙S′_р

ΔQ′_т = 0,1∙S′_р.

Тогда, потери мощности в трансформаторах ГПП равны:

ΔР′_т = 0,02∙ 21448 = 429 кВт,

ΔQ′_т = 0,1∙ 21448 = 2145 квар.

Окончательно полная расчетная мощность на стороне высшего напряжения ГПП будет равна

кВ∙А

электрический завод мощность картограмма

1.3 Расчет картограммы нагрузок и определение центра электрических нагрузок предприятия

Целесообразно строить картограммы отдельно для активной и реактивной нагрузок, так как питание потребителей активной и реактивной мощностью может осуществляться от разных источников. Например, центр реактивных нагрузок следует определять для того, чтобы выяснить, куда необходимо установить синхронный компенсатор, если он выбран в качестве компенсирующего устройства.

Площадь окружности в выбранном масштабе равна расчетной мощности соответствующего цеха

S_р.i = π∙ r²_i∙ m,

где S_р.i - расчетная мощность i-го цеха, кВ∙А;

m - принятый масштаб, кВ∙А/мм².

Из приведенного выражения определяем радиус окружности r_i, мм, по формуле

 (1.17)

Осветительная нагрузка изображается в виде сектора круга, соответствующего низковольтной нагрузке данного цеха. Угол сектора α, град, определяется из соотношения полных расчетных S_р.i и осветительных S_р.о.i нагрузок цехов, т.е.

. (1.18)

Расчетные нагрузки, подставляемые в формулу (1.17), принимаются из таблицы 1.2. Приведем пример расчета для главного корпуса. Принимаем масштаб для построения картограммы m = 0,2 кВ∙А/мм². Тогда радиус окружности цеха в соответствии с формулой (1.17) будет равен

мм².

Угол сектора осветительной нагрузки определяем по формуле (1.18)

.

Расчет картограммы нагрузок и определение центра нагрузок

Главную понизительную или распределительную подстанции следует располагать как можно ближе к центру нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяженность распределительных сетей высокого напряжения предприятия и цеховых сетей низкого напряжения, уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Для определения места расположения приемного пункта электроэнергии на предприятии определяются координаты центра электрических нагрузок х₀, y₀, м по формулам

, (1.19)

, (1.20)

где х_i, y_i - координаты центра электрических нагрузок i-го цеха, м.

Координаты условных центров электрических нагрузок цехов определяются по генплану предприятия, на который произвольно наносятся оси координат. Условный центр нагрузки каждого цеха определяется как центр тяжести геометрической фигуры, изображающей данный цех.

В приведенном примере, учитывая данные таблицы 1.3, имеем

м,

м.

Полученные ординаты х₀ и y₀ необходимо указать на генплане и обосновать решение об установке ГПП (ГРП) непосредственно в определенном по формулам центре нагрузок или его необходимо по тем или иным причинам перенести в другое место.

Например, в рассматриваемом примере вычисленный центр электрических нагрузок с координатами х₀ = 454 м и y₀ = 491 м располагается в непосредственной близости от цеха №2. Установить приемный пункт электроэнергии в центре нагрузок не представляется возможным, так как расстояние между цехами №1 и №2, равное 90 м, является недостаточным для его сооружения. Кроме того, между цехами может проходить автомобильная дорога, как указано на генеральном плане предприятия. Поэтому приемный пункт электроэнергии предприятия следует перенести в сторону источника питания (указан стрелкой) на свободную территорию.

2. Проектирование системы внешнего электроснабжения

На основании технико-экономических расчетов вариантов в работе выбирается экономически целесообразное сечение питающих линий и рациональное напряжение питающих линий системы внешнего электроснабжения. Для системы внутрицехового электроснабжения достаточно определить технико-экономические показатели одного варианта, рассчитанного по техническим условиям.

По каждому из намеченных вариантов определяются:

экономические показатели: К - капитальные затраты, С_∑ - ежегодные эксплуатационные расходы, З - годовые расчетные затраты;

технические показатели: ΔЭ_г - годовые потери электроэнергии; G - расход цветного металла.

2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

В случае преобладания на проектируемом предприятии потребителей I и II категорий по степени бесперебойности питания для системы внешнего электроснабжения предусматривается сооружение двух линий.

Если на предприятии предполагается соорудить ГПП, то на ней устанавливаются два трансформатора связи с энергосистемой.

Правильный, технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности трансформаторов для главной понизительной подстанции имеет большое значение для рационального построения схемы электроснабжения.

Мощность трансформаторов целесообразно определять с учетом их перегрузочной способности. Перегрузочная способность трансформатора зависит от особенностей суточного графика нагрузок.

Если в исходных данных на проектирование график нагрузки не задается, то выбор мощности трансформаторов допускается производить по расчетной мощности завода с учетом коэффициента загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах.

Намечаем к установке два трансформатора с номинальной мощностью S_т.ном = 16000 кВ∙А каждый. Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы равен

. (2.1)

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме (один трансформатор отключен) равен

. (2.2)

В послеаварийном режиме К_з.ав не должен превышать значения 1,4, значит выбранный трансформатор удовлетворяет этому условию

К_з.ав = 1,34 < 1,4.

Таким образом, устанавливаем на главной понизительной подстанции два трансформатора типа ТДН мощностью по 16000 кВ∙А каждый.

2.2 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения

Для определения величины нестандартного рационального напряжения рекомендуется использовать любую из нижеприведенных формул:

формулу Стилла

, (2.1)

- формулу Никогосова

, (2.2)

формулу Ларионова

, (2.3)

где Р_ц - расчетная мощность одной цепи, МВт.

Определенные по формулам значения нестандартного напряжения, сравниваются со стандартными значениями, и выбирается одно из них за основное стандартное значение. Такое решение не дает удовлетворительного результата, так как оно не учитывает других факторов, влияющих на величину рационального напряжения, кроме мощности и расстояния.

Приведем пример выбора вариантов для определения рационального напряжения по известной мощности предприятия Р = 19736 + 429 = 20165 кВт и расстояния L = 14 км по приведенным формулам:

кВ,

кВ,

кВ.

Анализируя полученные результаты, можно сделать вывод, что в качестве стандартного напряжения следует принять напряжение 35 кВ. Далее выбираются стандартные напряжения: одно ниже на ступень шкалы (U₃ = 20 кВ), а другое - выше (U₂= 110 кВ).

В рассматриваемом примере рекомендуется рассмотреть следующие варианты напряжений питающих линий системы внешнего электроснабжения предприятия:

а) вариант 1 - электроэнергия передается от подстанции энергосистемы до ГПП предприятия на напряжении 35 кВ;

в) вариант 3 - электроэнергия передается от подстанции энергосистемы до ГРП предприятия на напряжении 20 кВ.

В систему внешнего электроснабжения включаются питающие линии, выключатели в начале линий со стороны подстанции энергосистем и трансформаторы ГПП с высоковольтными аппаратами, составляющими открытое устройство (ОРУ) подстанции. По каждому из принятых вариантов определяются технико-экономические показатели в соответствии с выбранным электрооборудованием.

2.3 Вариант 1. U = 35 кВ

Передача электроэнергии от подстанции энергосистемы до предприятия осуществляется на напряжении 35 кВ. На ГПП напряжение понижается до 6 или 10 кВ.

Выбор выключателей. Выключатели Q1, Q2, установленные на подстанции энергосистемы, в данной курсовой работе рекомендуется выбирать упрощенно по следующим условиям:

U_{В ном} ≥ U_{уст.ном};

I _{В ном} ≥ I_р.max;

I_{ном.отк} ≥ I_р.отк.

Максимальный рабочий ток (расчетный ток послеаварийного режима) определяется из условия, что в послеаварийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку предприятия, т.е.

А. (2,4)

Чтобы определить ток или мощность отключения выключателя необходимо определить расчетные параметры: начальное действующее значение периодической составляющей тока и мощность КЗ. Согласно расчетной схеме составляется схема замещения для режима трехфазного КЗ, в которую все элементы входят своими индуктивными сопротивлениями, и указывается точка короткого замыкания. Затем определяются параметры схемы замещения в относительных базисных единицах. Для этого принимаются базисные условия:

за базисную мощность рекомендуется принять мощность системы, которая задана в исходных данных;

за базисное напряжение принимается среднее напряжение ступени короткого замыкания.

Тогда базисный ток для точки короткого замыкания I_б, А, определяется по формуле

. (2.5)

кА.

Определяются индуктивные сопротивления схемы замещения в относительных базисных единицах по формулам:

сопротивление системы х*_с при заданном значении х_с =0,6

;

сопротивления обмоток трансформатора системы х*_т^в, х*_т^с, х*_т^н (при мощности в соответствии с заданием S_т.ном = 40000 кВ·А) и определенных по справочным данным для заданного трансформатора U_к^в-н =17,5%, U_к^в-с =10,5%, U_к^с-н =6,5%.

Суммарное индуктивное сопротивление короткозамкнутой сети до точки К1 равно х*_К1 = х*_с + х*_т^в + х*_т^с = 0,7 + 3,76 + 0 =4,36.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ определяется по формуле и равно

кА. (2.6)

По полученным результатам расчетов по источнику [6] выбираем в соответствии с условиями (2.4) выключатель типа С-35М-630-10У1 с номинальными параметрами:

U_{В ном} = 35 кВ = U_{уст.ном} = 35 кВ;

I _{В ном} = 630 А > I_р.max =376 А;

I_{ном.отк} = 10 кА > I_р.отк = 5,02 кА.

Определение сечения питающей линии. Питающую линию выполняем двухцепной с одновременной подвеской обеих цепей проводом марки АС.

Первоначально выбирается сечение провода по техническим условиям:

а) по условию допустимого нагрева расчетным током нормального режима работы, который равен

А. (2.7)

По условию допустимого нагрева в нормальном режиме работы линии т.е.

I_доп ≥ I_р (2.8)

по источнику выбираем сечение провода s = 70 мм² с длительно допустимым током I_доп = 265 А. При этом условие (2.8) выполняется, так как I_доп = 265 А > I_р = 183 А.

Проверяем выбранное сечение по условию послеаварийного режима работы (по одной цепи передается полная мощность предприятия) по условию

,3·I_доп ≥ I_р.max, (2.9)

,3·265 = 344,5А < I_р.max = 376А,

т.е. условие (2.9) не выполняется, поэтому необходимо проверить следующее сечение s = 95 мм² с длительно допустимым током I_доп =330А, тогда имеем 1,3·330 = 429А > I_р.max = 376А.

Наличие коэффициента 1,3 в условии (2.9) проверки сечения линии обусловлено тем, что допустимая перегрузка воздушных линий возможна на 30% согласно проведенным исследованиям на кафедре ЭПП МЭИ и согласуется с возможной допустимой перегрузкой кабельных линий и трансформаторов;

б) по условию коронирования проводов принимаем минимальное допустимое сечение s_к = 70 мм²;

в) минимальное допустимое сечение по механической прочности для линий напряжением 35 кВ равно s_м = 70 мм²;

г) по нагреву током короткого замыкания сечение воздушных линий s_т.у не проверяется;

д) по допустимой потере напряжения проверяется наибольшее из выбранных сечений, т.е. s = 95 мм² по условию

 (2.10)

где ℓ_доп - допустимая длина линии, на которой теряется 5% напряжения, км;

ℓ_∆U1% - длина линии, на которой теряется 1% напряжения, км;

∆U - полная допустимая потеря напряжения, равная 5%.

Для выбранного сечения имеем ℓ_∆U1% = 1,84 км и I_доп = 330 А, тогда полная допустимая потеря напряжения в соответствии с формулой (2.10), равна ℓ_доп = 1,84·5·330/188 = 16,1 км > 14 км, т.е. условие (2.10) выполняется. Таким образом, по всем техническим условиям проходит сечение s = 95 мм².

В соответствии с рекомендациями ПУЭ выбор экономически целесообразного сечения s_эк, мм² должен производиться по экономической плотности тока в зависимости от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки по формуле

, (2.11)

где I_р - расчетный ток, А;

j_эк - нормированное значение экономической плотности тока, определяемая по ПУЭ, А/мм².

Для рассматриваемого варианта по ПУЭ имеем j_эк = 1,1А/мм² при известном значении Т_ма = 3770 ч для неизолированного алюминиевого провода марки АС. По формуле (2.10) определяется экономически целесообразное сечение в соответствии с ПУЭ

мм²,

или стандартное ближайшее большее сечение, равное 185 мм².

Так как данная методика не учитывает стоимость электрической энергии, то выбор экономически целесообразного сечения рекомендуется производить по формуле

З = 0,125·К + С_∑, (2.12)

где З - годовые расчетные затраты на сооружение линии данного сечения, тыс. тенге в год;

,125 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений в систему электроснабжения;

К - капитальные затраты на сооружение линии электропередачи выбранного сечения, тыс. тенге;

С_∑ − суммарные годовые эксплуатационные расходы линии, тыс. тенге/год.

Определение экономически целесообразного сечения производится на основе технико-экономических расчетов в следующем порядке:

а) принимаются несколько стандартных сечений, равных и больших найденного по техническим условиям, в данном примере принимаются сечения: 95, 120, 150, 185, 240 мм²;

б) находятся для этих сечений ежегодные потери электроэнергии (∆Э_л, тыс. кВт·ч), расход цветного металла (G_ал, т) и годовые расчетные затраты (З, тыс. тенге в год).

Ниже приводится пример расчета технико-экономических показателей для сечения линии 95 мм². Расчет производится в следующем порядке.

Определяется коэффициент загрузки линии по формуле

. (2.13)

Определяются действительные потери активной мощности в линии данного сечения при расчетной токовой нагрузке по формуле

∆Р_л = ∆Р_ном·К_з²·ℓ·n, (2.14)

где ∆Р_ном - потери активной мощности в линии при длительно допустимой токовой нагрузке, кВт/км [2];

ℓ − длина линии, км;

n - число цепей в линии.

Определение технико-экономических показателей питающих линий при различных сечениях провода для выбора экономически целесообразного сечения. U = 35 кВ, I_р = 188 А

Для сечения 95 мм² имеем: ∆Р_ном = 134 кВт/км, длина линии (по заданию) ℓ =14 км и число цепей n = 2. Подставляя известные величины в формулу (2.14), получаем значение действительных потерь мощности в линии ∆Р_л = 134·0,324·14·2 = 1216 кВт.

Действительные ежегодные потери электроэнергии ∆Э_л, тыс. кВт·ч/год в линии определяются по формуле

∆Э_л = ∆Р_л· τ_м, (2.15)

где τ_м - число часов использования максимальных потерь, ч.

Число часов использования максимальных потерь τ_м зависит от числа часов использования максимума активной нагрузки Т_м.а и коэффициента мощности нагрузки. Его приближенное значение при cosφ = 0,8 можно определить по формуле

. (2.16)

Если применяется искусственная компенсация реактивной мощности, то τ_м рекомендуется определять по таблице источника [1, с. 80].

Подставляя значение Т_м.а в формулу (2.16), получаем значение τ_м

ч,

а по источнику значение τ_м = 2500 ч, при наличии искусственной компенсации реактивной мощности на предприятии (при соsφ = 1).

Полагая стоимость расходов на содержание персонала и ремонт одинаковой при всех сечениях линии, определяются ежегодные эксплуатационные расходы из выражения

С_∑s= С_п.s.л + С_а.s.л, (2.17)

где С_п.s.л - стоимость потерь электроэнергии в линии каждого сечения, тыс. тенге;

С_а.s.л - стоимость амортизационных отчислений на линии, тыс. тенге/год.

Стоимость потерь электроэнергии в линии данного сечения определяется по формуле

С_п.s.л = ∆Э_л·с₀, (2.18)

где с₀ - стоимость электроэнергии, задаваемая в исходных данных на проектирование, тенге/кВт·ч.

При заданном значении с₀ = 2 тенге/кВт·ч стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линии в соответствии с формулой (2.18) равна

С_п.s.л = 2674·4 = 10696 тыс. тенге/год.

Стоимость амортизационных отчислений определяется по формуле

С_а.s.л = φ_л·К_s, (2.19)

где φ_л - ежегодные амортизационные отчисления для линии, % (для воздушных линий напряжением 35 кВ φ_л = 2,0%);

К_s - капитальные затраты на линию данного сечения, тыс. тенге.

Капитальные затраты на две одноцепных линии (n = 2) данного сечения определяются по формуле

К_s = с_л·ℓ·n, (2.20)

где с_л - стоимость одного километра воздушной одноцепной линии марки АС-95 на типовых железобетонных опорах, тыс. тенге/км.

Для двухцепной линии с одновременной подвеской двух цепей на опорах формула для определения капитальных затрат принимает вид

К_s = с_л·ℓ. (2.21)

Так как в примере принята к установке одна двухцепная линия, то для расчета применяется формула (2.21) и тогда капитальные затраты на сооружение линии сечением 95 мм² равны

К_s = 2260·14 = 31640 тыс. тенге.

В соответствии с формулой (2.19) амортизационные отчисления в линию равны

С_а.s.л = 0,02·31640 = 633 тыс. тенге/год.

Ежегодные эксплуатационные расходы в соответствии с формулой (2.17) составляют

С_∑s = 10696 + 633 = 11329 тыс. тенге/год.

Годовые расчетные затраты З_s по формуле (2.9) равны

З_s = 0,125·К_s + С_∑s = 0,125·31640 + 11329 = 15284 тыс. тенге/год.

Расход цветного металла (алюминия) определяется по формуле

G_л = g·ℓ·n, (2.22)

где g - вес одного километра провода, т/км (для рассчитываемого сечения 95 мм² g = 1,158 т/км).

Подставляя известные величины в формулу (2.22), имеем

G_л = 1,158·14·2 =32,42 т.

Определение величин ∆Э_л, G_л, З_s по остальным рассматриваемым сечениям производится аналогично и приводится в таблице 2.1.

Анализируя величины годовых расчетных затрат для рассматриваемых сечений по результатам таблицы 2.1, можно сделать вывод, что сечение 240 мм² имеет минимальные годовые расчетные затраты. Поскольку критерием экономичности выбираемого сечения является минимум приведенных годовых расчетных затрат, то следует принять экономически целесообразное сечение линии в данном варианте равное s_эк = 240 мм²

Технико-экономические показатели питающих линий. ТЭП питающих линий включают в себя, кроме затрат на сооружение воздушной ЛЭП и затраты на выключатели Q1 и Q2, установленные на подстанции энергосистемы в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

Капитальные затраты на выключатели К_в равны стоимости двух ячеек с выключателями С-35, устанавливаемых ОРУ-35 с двумя системами шин на металлоконструкциях, т.е.

К_в = 2·с_в =2·2961 = 5923 тыс. тенге. (2.23)

Стоимость одной ячейки равна произведению стоимости ее по источнику (8,71 тыс. руб.) на переводной коэффициент, приведенный в задании (например, К = 340), т.е. с_в = 8,71·340 = 2961 тыс. тенге.

Стоимость сооружения двух питающих линий, выполненных проводом марки АС сечением 240 мм² на типовых железобетонных опорах принимается из таблицы 2.1, которая равна К_s = 40320 тыс. тенге.

Суммарные капитальные затраты питающей линии первого варианта равны К_л1 = К_в + К_s = 5923 + 40320 = 46243 тыс. тенге. (2.24)

Ежегодные эксплуатационные расходы С_∑л1, тыс. тенге складываются из стоимости расходуемой на потери в линии электроэнергии, стоимости амортизационных отчислений на линии и ячейки с выключателями

С_∑л1 = С_п.s.л + С_а.s.л + С_а.в = С_∑s + С_а.в. (2.25)

Амортизационные отчисления на выключатели определяются по формуле

С_а.в = φ_в· К_в = 0,044· 5923 = 260,6 тыс. тенге/год. (2.26)

В формуле (2.26) норма амортизационных отчислений для электрооборудования φ_в принята равной 4,4%.

По формуле (2.25) определяются ежегодные эксплуатационные расходы питающих линий

С_∑л1 = 4922 + 260,6 =5182,6 тыс. тенге.

Годовые расчетные затраты на питающие линии равны

З_л1 = 0,125· К_л1 + С_∑л1 = 0,125·46243 + 5182,6 = 10963 тыс. тенге. (2.27)

Потери электроэнергии в питающих линиях из таблицы 2.1 для выбранного сечения равны

∆Э_л = 1029 тыс. кВт·ч/год.

и расход цветного металла равен

G_л  83,74 т.

Технико-экономические показатели ГПП -35 кВ. Стоимость каждого из трансформаторов, установленных на ГПП, мощностью ТДН-16000/35 при наружной установке с_т в тыс. тенге, определяется умножением справочной стоимости с_т.спр в тыс. рублях, принятой по источнику, на переводной коэффициент (К = 340) с_т = с_т.спр· К = 37·340 = 12580 тыс. тенге.

Стоимость двух вводов с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-35 на железобетонных конструкциях, определяется аналогично, т.е. с_ору = с_{ору.спр}· К = 2,92· 340 = 993 тыс. тенге.

Капитальные затраты на установку трансформаторов ГПП и аппаратов ОРУ-35 определяются соответственно:

К_т = 2· 12580 = 25160 тыс. тенге;

К_ору = 2· 993 = 1986 тыс. тенге.

Суммарные капитальные затраты на сооружение ГПП напряжением 35 кВ составляют

К_ГПП1 = К_т + К_ору = 25160 + 1986 = 27146 тыс. тенге. (2.28)

Ежегодные эксплуатационные расходы С_∑ГПП1, тыс. тенге/год складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах (С_п.т), и стоимости амортизационных отчислений на трансформаторы (С_а.т) и вводы с аппаратами ОРУ-35 (С_а.ОРУ)

С_∑ГПП1 = С_п.т + С_а.т + С_а.ОРУ. (2.29)

Приведенные потери активной мощности в трансформаторе во время холостого хода ∆Р^′_хх, кВт определяются по формуле

, (2.30)

где ∆Р_хх - номинальные потери активной мощности во время холостого хода трансформатора, кВт;

∆Q_хх − номинальные потери реактивной мощности во время холостого хода трансформатора, квар;

к_и.п - коэффициент изменения потерь, задаваемый энергосистемой, кВт/квар;

I_хх - ток холостого хода трансформатора, в процентах;

S_т.ном - номинальная мощность выбранного трансформатора, кВ·А.

Приведенные потери активной мощности в меди трансформатора (потери короткого замыкания) ∆Р′_кз, кВт определяются по формуле

 (2.31)

где ∆Р_кз - номинальные потери активной мощности при коротком замыкании в трансформаторе, кВт;

∆Q_кз - номинальные потери реактивной мощности при коротком замыкании, квар;

U_кз - напряжение короткого замыкания, в процентах.

Для выбранного трансформатора ТДН-16000-35/6-10 из источников имеем: ∆Р_хх = 21 кВт, I_хх = 0,75%, ∆Р_кз = 90 кВт, U_кз = 8%.

Если коэффициент изменения потерь не задан энергосистемой, его можно принять равным к_и.п = 0,07 кВт/квар.

Подставляя известные величины в формулы (2.29) и (2.30), определяем приведенные потери мощности в одном трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно:

кВт,

кВт.

Ежегодные потери электроэнергии в двух трансформаторах ГПП определяются по формуле

∆Э_т = (∆Р^′_хх·Т_г + К²_з·∆Р′_кз· τ) ·n (2.32)

где Т_г - годовой фонд времени ч;

К_з - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы (в примере К_з = 0,67);

n - количество трансформаторов (n = 2).

Подставляя известные величины в формулу (2.32), вычисляем значение ежегодных потерь электроэнергии в двух трансформаторах

∆Э_т = (29,4·8760 + 0,67²·179,6· 2199) · 2 = 869 тыс. кВт·ч.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяется по формуле и равна

С_п.т = ∆Э_т· с₀ = 869·4 =3478 тыс. тенге/год. (2.33)

Стоимость амортизационных отчислений на трансформаторы и ячейки ввода ОРУ-35 составляет

С_а.т + С_а.ОРУ = φ_об· К_ГПП1 = 0,044·27146 = 1194,4 тыс. тенге/год. (2.34)

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы на ГПП в соответствии с формулой (2.29) равны

С_∑ГПП1 = 3478 + 1194,4 = 4672,4 тыс. тенге/год.

Годовые расчетные затраты на сооружение ГПП-35 кВ определяются по формуле и составляют

З_ГПП1 = 0,125· К_ГПП1 + С_∑ГПП1 = (2.35)

= 0,125·27146 + 4672,4 = 8065,7 тыс. тенге/год.

Потери электроэнергии в двух трансформаторах ГПП в соответствии с расчетами равны ∆Э_т=869 тыс. кВт·ч.

2.4 Второй вариант. U = 110 кВ

Расчет производится в том же порядке.

Выбор выключателей Q1 и Q2. Расчетные условия следующие:

а) U_у.ном = 110 кВ;

б) А;

в) А;

г) кА.

Результирующее индуктивное сопротивление до точки К1согласно схемы замещения равно индуктивному сопротивлению системы в относительных базисных единицах х_с = 0,7. Тогда начальное значение периодической составляющей тока КЗ в указанной точке в соответствии с формулой (2.6) равно

кА.

По условиям (2.4) выбираем выключатель типа МКП-110М-630-20У1. Он устанавливается в ОРУ-110 кВ на подстанции энергосистемы.

Выбранный выключатель удовлетворяет условиям выбора (2.4), так как

U_{В ном} = 110 кВ = U_{уст.ном} = 110 кВ;

I _{В ном} = 630 А > I_р.max =120 А;

I_{ном.отк} = 20 кА > I_р.отк = 10,1 кА.

Выбирается сечение провода по техническим условиям:

а) по нагреву рабочим током нормального режима и в послеаврийном режиме выбираем сечение провода s = 70 мм² с допустимым током I_доп = 265 А, так как выполняются условия (2.8) и (2.9)

I_доп = 265 А > I_р = 60А и 1,3·265 = 344,5А > I_р.max = 120А;

б) по условию коронирования проводов принимаем минимальное допустимое сечение s_к = 70 мм²;

в) минимальное допустимое сечение по механической прочности для линий напряжением 110 кВ равно s_к = 70 мм²;

г) по нагреву током короткого замыкания сечение воздушных линий s_т.у не проверяется;

д) по допустимой потере напряжения проверяем сечение 70 мм², для которого имеем ℓ_∆U1% = 5,17 км и I_доп = 265 А, тогда полная допустимая потеря напряжения в соответствии с формулой (2.10), равна

ℓ_доп = 5,17·5·265/60 = 114 км >> 14 км,

т.е. условие (2.10) выполняется. Таким образом, по всем техническим условиям проходит сечение s = 70 мм².

В соответствии с рекомендациями ПУЭ экономически целесообразное сечение в данном варианте s_эк, мм² равно

мм²,

принимаем стандартное большее ближайшее сечение, т.е. s_эк = 70 мм².

Далее принимаются несколько сечений, начиная с выбранного по техническим условиям, для каждого из которых определяются технико-экономические показатели по формулам (2.13 - 2.22).

Определение ТЭП для выбора экономически целесообразного сечения второго варианта. U = 110 кВ, I_р = 60 А

  ∆Р_л, кВт               ∆Э_л, С_п.s.лС_а.s.лС_∑sК_s,

Из таблицы видно, что меньшие годовые расчетные затраты имеет сечение провода 95 мм², поэтому это сечение принимается для воздушной ЛЭП-110 кВ. Однако разница между затратами для сечений 120 и 95мм² составляет менее 5%, поэтому, учитывая более лучшие технические показатели (коэффициент загрузки и расход цветного металла) у варианта с сечением линии 95 мм², окончательно принимаем это сечение, т.е. 95мм².

Питающие линии. Технико-экономические показатели питающих линий определяются по формулам (2.23 - 2.27), приведенным в подразделе 2.3.

Стоимость одной ячейки с выключателем МКП-110 равна произведению стоимости ее (19,35 тыс. руб.) на переводной коэффициент, приведенный в задании (например, К =340), т.е. с_в = 19,35·340 = 6579 тыс. тенге.

Стоимость сооружения двух питающих линий, выполненных проводом марки АС сечением 95 мм² на типовых железобетонных опорах принимается из таблицы 2.2, которая равна К_s = 39060 тыс. тенге, а суммарные ежегодные эксплуатационные расходы на выбранное сечение С_∑s = 1872 тыс. тенге.

Амортизационные отчисления на выключатели в соответствии с формулой (2.26) равны

С_а.в = φ_в· К_в = 0,044· 13158 =578,9 тыс. тенге/год.

По формуле (2.25) определяются суммарные ежегодные эксплуатационные расходы питающих линий

С_∑л2 = 1872 + 578.9 =2450,9 тыс. тенге.

Годовые расчетные затраты на питающие линии равны

З_л2 = 0,125· К_л1 + С_∑л1 = 0,125·52218 + 2450,9 = 8978,2 тыс. тенге. (2.27)

Потери электроэнергии в питающих линиях из таблицы 2.2 для выбранного сечения равны ∆Э_л = 273 тыс. кВт·ч/год и расход цветного металла равен G_л = 16.21 т.

Технико-экономические показатели ГПП -110 кВ. Стоимость каждого из трансформаторов, установленных на ГПП, мощностью ТДН-16000/110 при наружной установке с_т в тыс. тенге определяется умножением справочной стоимости с_т.спр в тыс. рублях, на переводной коэффициент (К = 340)

с_т = с_т.спр· К = 53·340 = 18020 тыс. тенге.

Стоимость двух вводов с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-110 кВ с одной системой шин на железобетонных конструкциях, определяется аналогично, т.е.

с_ору = с_{ору.спр}· К = 4,76· 340 = 1618 тыс. тенге.

Капитальные затраты на установку трансформаторов ГПП и аппаратов ОРУ-110 кВ равны соответственно:

К_т = 2· 18020 = 36040 тыс. тенге;

К_ору = 2· 1618 = 3236 тыс. тенге.

Суммарные капитальные затраты на сооружение ГПП-110 кВ в соответствии с формулой (2.28) составляют

К_ГПП2 = К_т + К_ору = 36040 + 3236 = 39276 тыс. тенге.

Для выбранного трансформатора имеем: ∆Р_хх = 26 кВт, I_хх = 0,85%, ∆Р_кз = 85 кВт, U_кз = 10,5%.

Значение коэффициента изменения потерь принимается также равным, к_и.п = 0,07 кВт/квар.

Подставляя известные величины в формулы (2.30) и (2.31), определяем приведенные потери мощности в одном трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно:

кВт,

кВт.

Подставляя известные величины в формулу (2.32), вычисляем значение ежегодных потерь электроэнергии в двух трансформаторах

∆Э_т = (35,52·8760 + 0,67²·202,6· 2199) · 2 = 1022 тыс. кВт·ч.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяется по формуле (2.33) и равна

С_п.т = ∆Э_т· с₀ = 1022·4 =4088 тыс. тенге/год.

Стоимость амортизационных отчислений на трансформаторы и ячейки ввода ОРУ-110 составляет

С_а.т + С_а.ОРУ = φ_об· К_ГПП2 = 0,044·39276 = 1728,1 тыс. тенге/год.

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы на ГПП в соответствии с формулой (2.29) равны

С_∑ГПП2 = 4088 + 1728,1 = 5816.1 тыс. тенге/год.

Годовые расчетные затраты на сооружение ГПП-110 кВ определяются по формуле (2,35) и составляют

З_ГПП2 = 0,125· К_ГПП2 + С_∑ГПП2 = 0,125·39276 + 5816,1 = 10725.6 тыс.тенге/год.

Потери электроэнергии в двух трансформаторах ГПП в соответствии с расчетами равны ∆Э_т=1022 тыс. кВт·ч.

2.5 Третий вариант. U = 20 кВ

Выключатели Q1, Q2. Для расчета токов КЗ схема замещения соответствует схеме рисунка 2.2. Результирующее индуктивное сопротивление до точки К1 равно

х*_К1 = х*_с + х*_т^в + х*_т^с = 0,7+ 4,36= 5,06.

Базисный ток, определяемый по формуле (2.5), при базисном напряжении 20 кВ равен

кА.

Значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1 в соответствии с формулой (2.6) равно

кА.

Расчетный ток нормального и послеаварийного режимов работы равны соответственно:

А.

Выбираем (условный) выключатель ВМП-20, удовлетворяющий условиям выбора (2.4):

U_{В ном} = 20 кВ = U_{уст.ном} = 20 кВ;

I _{В ном} = 630 А > I_р.max =620 А;

I_{ном.отк} = 20 кА > I_р.отк = 8 кА.

Стоимость ячейки этого выключателя примем на 20% больше, чем выключателя типа ВМП-10, т.е. с_В = 2,75 тыс. руб.·1,2·340 = 1122 тыс. тенге.

Определение сечения питающей линии производится по той же методике, что была использована в первом варианте. Две одноцепных питающих линий предполагается выполнить проводом марки АС на железобетонных опорах.

Выбирается сечение провода по техническим условиям:

а) по нагреву рабочим током нормального режима выбираем сечение провода s = 150 мм² с длительно допустимым током I_доп = 445 А, так как выполняется условие (2.8)

I_доп = 445 А > I_р = 310А.

2.6 Выбор рационального напряжения системы внешнего электроснабжения

На основании результатов технико-экономических расчетов принятых вариантов напряжений питающих линий производится определение рационального напряжения для системы внешнего электроснабжения.

Итоги сравнения вариантов внешнего электроснабжения

Из таблицы видно, что первый вариант имеет меньшие годовые расчетные затраты, однако ежегодные эксплуатационные расходы, суммарные потери электроэнергии и расход цветного металла у него больше, чем у второго варианта. В этом случае рекомендуется определить срок окупаемости по формуле

лет,

что значительно больше нормативного срока равного 8 лет.

Таким образом, предварительно для системы внешнего электроснабжения принимается вариант с напряжением воздушных линий 35 кВ.

Заключение

В результате проведенных расчетов в курсовой работе была принята следующая система электроснабжения завода.

Электроснабжение завода осуществляется от подстанции энергосистемы двухцепной воздушной линией напряжением 35 кВ проводом марки АС-240 на железобетонных опорах.

Список литературы

1 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.1. Электроснабжение /Под общ. ред. А.А. Федорова. − М.: 1986. - 568 с.

Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. - М.: 1987. - 368 с.

Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов. − 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 472 с.

Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.2. Электрооборудование /Под общ. ред. А.А. Федорова. − М.: 1987. - 592 с.