Дипломная работа: Проектирование системы электроснабжения cтанкостроительного завода

(40)

(41)

где Xi, Yi – координаты центров нагрузок отдельных цехов, м.

м

м

Картограмма активных нагрузок цехов предприятия приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 – Картограмма активных нагрузок

6. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

6.1 Определения рационального напряжения

При выполнении расчетов целесообразно к системе внешнего электроснабжения отнести трансформаторы, установленные на подстанции энергосистемы, а также питающие линии вместе с коммутационно-защитной аппаратурой, установленной в начале линии.

Т.к. на предприятии имеются потребители второй категорий надежности, то предусматриваем сооружение двух питающих линий на стальных опорах.

Выбор напряжений для питающих линий до ГПП предприятия выполняем следующим образом.

Для определения рационального напряжения вычисляем нестандартное напряжение, соответствующее расчетным данным. Расчет выполняем по формуле Стилла, кВ:

(42)

где L – длина линии, км;

Р – передаваемая мощность, кВт, принимается равной расчетной активной нагрузке предприятия Рр.п.

кВ

кВ

Для технико-экономического сравнения из напряжений, имеющихся на подстанции энергосистемы, выбираем ближайшие стандартные – 35 и 110кВ.

Далее определяем технико-экономические показатели для следующих вариантов: 1) строительство ВЛ-35кВ от линии 35кВ находящейся на расстоянии 8км от предприятия; 2) строительство ВЛ-110кВ от ПС-110/10кВ находящейся на расстоянии 10км от предприятия.

Исходя из расчетной нагрузки рассчитываем номинальный ток ЛЭП ВН, А:

,(43)

где n – количество параллельных линий, n = 1 (рассчитаем максимальный ток, когда питание всего предприятия осуществляется по одной линии, при отключенной второй):

 A

 А

Определим нестандартное сечение провода по (4), при условии работы ВЛ в нормальном режиме (обе линии в работе):

F110 = 26/1,4 = 19 мм2

F35 = 81,5/1,4 = 58 мм2

Согласно табл. 7.38 [5], минимальное сечение проводов ВЛ напряжением 35кВ и выше – 70мм2. Выбираем провод марки АС-70 на напряжение 110 кВ и 35 кВ по методу экономической плотности тока. По условию нагрева длительно допустимым током данным проводам соответствуют значение 265А, что является допустимым даже при работе линии в ремонтном или аварийном режиме. Далее выбранные провода проверяем по условию допустимой потери напряжения.

При этом должно выполняться условие:

∆Uдоп≤5%Uном

Потеря напряжения определяется как:

;(44)

Для ВЛ-110 кВ 3х70: rуд = 0,428 ом/км, xуд = 0,444 Ом/км,

Для ВЛ-35 кВ 3х70: rуд = 0,428 ом/км, xуд = 0,432 Ом/км,

В.

Что составляет 0,17 % от Uн.

В.

Что составляет 2,7 % от Uн.

6.2 Приведенные затраты на строительство линии

Затраты определяются по формуле, т.руб/год:

З=рнК+И,(45)

гдерн – нормативный коэффициент капитальных вложений, рн = 0,12;

К – капитальные вложения, тыс.руб:

;(46)

 – общая стоимость сооружения линии, для 110кВ – 24,6 тыс.р/км, для 35кВ – 20,1 тыс.р/км;

Кв – стоимость выключателей, для 110кВ – 23,6 тыс.руб, для 35кВ – 5,1 тыс.руб;

И – годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб/год:

И = Иэ+Иа+Ио,;(47)

Стоимость издержек на потери электроэнергии, тыс.руб/год:

,(48)

гдеКз – коэффициент загрузки линии в нормальном режиме:

Кз=Iр/Iдоп(49)

Кз110 = 26/265 = 0,09

Кз35 = 81,5/265 = 0,31

τм – время использования энергии (двусменный режим), τм=24·365·2/3=5840 ч/год;

С0 – стоимость энергии из [1], С0=0,75 коп/кВт.ч = 0,0075 руб/кВт.ч;

ΔPном – потери мощности в линии при длительно допустимом токе нагрузки, кВтч:

ΔPном = Iр2rл;

ΔPном110 = 0,71 кВт/км

ΔPном35 = 14,0 кВт/км

Иэ110 = 2·0,71·0,092·5840·0,0075·3 = 4,2 руб/год

Иэ35 = 2·14,0·0,312·5840·0,0075·6 = 1414,0 руб/год

Стоимость издержек на амортизацию Иа , тыс.руб/год:

Иа = Иа,л + Иа,в, (50)

гдеИа,л = Ка,л·Кл;(51)

Иа,в = Ка,в·Кв; (52)

Ка,л – норма амортизационных отчислений линии, Ка,л = 0,028;

Ка,в – норма амортизационных отчислений выключателей, Ка,в = 0,094;

Ио – отчисления на обслуживание, т.к. в рассматриваемых вариантах они изменяются незначительно, Ио не учитываем.

Иа110 =24,6·10·0,028 + 2·23,6·0,094 = 11,325 т.руб/год

Иа35 =20,1·8·0,028 + 2·5,1·0,094 = 5,460 т.руб/год

Затраты:

З110 =0,12(24,6·10 + 2·23,6) + 0,004 + 11,325 = 46,52 т.руб/год

З35 =0,12(20,1·8 + 2·5,1) + 1,414 + 5,46 = 27,39 т.руб/год

Выбираем вариант строительства ВЛ-35кВ, вследствие более дешевой стоимости строительства и эксплуатации.

7. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПО ПРЕДПРИЯТИЮ

7.1 Варианты внутренней распредсети предприятия.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по радиальной, магистральной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

На генплане предприятия указываем число и расположение цеховых ТП, а также источник электроэнергии – ГПП – вблизи ЦЭН. Трансформаторные подстанции цехов типа КТП располагаем около стен цеха или на осевой линии.

Для начала намечаем 2 варианта распредсети 10 кВ, для которых выбираем трансформаторы, кабельные линии. Далее, исходя из экономических показателей, принимаем лучший из них. Результаты расчетов представлены в таблице 8–11 для 2-х вариантов, представленных на рисунках 5, 6.

Рисунок 5 – План сети 10 кВ предприятия, вариант 1.

Рисунок 6 – План сети 10 кВ предприятия, вариант 2.

7.2 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

Для цехов с разными удельными плотностями нагрузки могут быть приняты разные номинальные мощности трансформаторов. Однако, число типоразмеров трансформаторов, применяемых на предприятии, следует ограничить до 1-2, т.к. большое их разнообразие создает неудобство в эксплуатации и дополнительные трудности в резервировании и взаимозаменяемости. Поэтому выделяем цеха с большой плотностью нагрузки и для них выбираем трансформаторы большей мощности, чем для остальной части комбината. В этом случае близкорасположенные цеха с нагрузкой <1000 кВ∙А целесообразно подключать к общей ТП.

При выбранной единичной мощности цеховых трансформаторов число их в целом по предприятию зависит от степени компенсации реактивной мощности в сетях напряжением ниже 1000 В и допустимых перегрузок в нормальном и послеаварийном режимах.

К сетям НН подключается большое число потребителей реактивной мощности (РМ). Источниками РМ в этих сетях являются синхронные двигатели и конденсаторные батареи, а недостающая часть покрывается перетоком РМ из сети ВН 10 кВ. Этот переток экономически целесообразно осуществлять только в пределах загрузки трансформаторов, не превышающего принятого в ГОСТе нормативного коэффициента загрузки βнорм.т, т.к. трансформаторы стоят дороже, чем конденсаторы. В этом случае выбор числа цеховых трансформаторов напряжением 10 кВ и оптимальной мощности конденсаторных батарей напряжением ниже 1000 В производится одновременно.

Предварительно принимаем минимально возможное число N0 цеховых трансформаторов, исходя их предположения, что в сети НН будет осуществлена полная компенсация РМ, т.е. до cosφнн = 1, а, следовательно, Sсм = Рсм:

(53)

гдеРсм – средняя суммарная активная мощность приемников цеха за наиболее загруженную смену с учетом освещения, кВт;

βнорм.т – нормативный коэффициент загрузки цеховых ТП. Значение коэффициента загрузки определяется из условия взаимного резервирования трансформаторов в послеаварийном режиме с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора, βнорм.т = 0,7-0,8 – для преобладающих приемников 2-й категории.

Выбор трансформаторов цеховых ТП выполняем по средней мощности Рсм, а не получасовому максимуму Рм30, т.к. постоянная времени нагрева трансформаторов, в отличие от другого электрооборудования, составляет 2,5…3 ч, следовательно, интервал времени 3Т в среднем равен продолжительности одной рабочей смены Тсм.

Полученное значение N0 округляем до ближайшего большего числа:

(54)

гдеΔNт – добавка до ближайшего целого числа.

Окончательное число трансформаторов определяется на основе технико-экономических расчетов. При отсутствии достоверных стоимостных показателей для практических расчетов допускается оптимальное число цеховых трансформаторов определять по формуле:

(55)

где тт принимается по специальным графикам в зависимости от Nmin и ΔNт.

При окончательном выборе числа цеховых трансформаторов в целом по предприятию принимаются во внимание следующие требования:

– необходимость обеспечения требований к надежности электроснабжения;

– длина КЛ напряжением ниже 1000 В не должна превышать 200 м;

– учет взаимного расположения трансформаторов и питающих линий напряжением 6-10 кВ на генплане предприятия.

Учитывая, что Nопт > N0, фактический коэффициент загрузки трансформаторов β будет меньше нормативного, т.е. появляется возможность загружать цеховые трансформаторы реактивной мощностью, передаваемой из сети напряжения 6-10 кВ.

Наибольшую РМ, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть НН без превышения предусмотренного βнорм.т, определяется по формуле, кВар:

;(56)

Суммарная мощность конденсаторных батарей напряжением ниже 1000 В составит, квар:

;(57)

Значение QНБК уточняется при выборе стандартных комплектных батарей (ККУ). Если оказалось, что QНБК < 0, поэтому установка КУ на данной подстанции не требуется.

Компенсирующие устройства выбираем для более экономичного варианта, выбранного согласно таблице 12.

Таблица 8 – Выбор цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности, вариант 1.

Таблица 9 – Выбор цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности, вариант 2.

На основе [5], выбираем следующие КУ для варианта 2:

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7