Проектирование завода железнодорожного машиностроения

Табл. 10. Расчетные данные для построения картограммы

Для нахождения местоположения ГПП определим центр электрических

нагрузок предприятия. Координаты центра определим из выражений:

[pic] [pic] (21),(22)

где [pic] и [pic]- координаты центра нагрузок до 1 кВ i-го цеха, м.

Координаты центров нагрузок цехов представлены в табл. 11.

Табл. 11. Расчетные данные для построения картограмм.

Координаты ГПП:

[pic] [pic]

3. Технико-экономический анализ схем электроснабжения предприятия

Данный раздел выполняем в следующей последовательности:

1. Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего

электроснабжения;

2. Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внутреннего

электроснабжения;

3. Выбор оптимального варианта схемы электроснабжения предприятия.

Для выбора рациональной схемы электроснабжения предприятия необходимо

рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование

наиболее целесообразного из них.

При числе вариантов более двух экономическая целесообразность того или

иного варианта определяется по готовым расчетным затратам:

[pic]

(23)

где [pic]- капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения, т.р;

[pic]

(24)

где [pic]- капитальные затраты на сооружение линий, т.р;

[pic]- капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры, т.р;

[pic]- капитальные затраты на установку силовых трансформаторов, т.р;

Другие капитальные вложения сравниваемых вариантов принимаются

одинаковыми.

[pic]- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений,

принимаемый в энергетике 0.15;

[pic]- годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения,

т.р;

[pic]

(25)

где [pic]- годовые амортизационные расходы, т.р;

[pic]- годовые расходы на оплату потерь электроэнергии в элементах

системы электроснабжения, т.р;

[pic] (26)

где [pic],[pic],[pic]- норма амортизационных отчислений соответственно на

аппаратуру, трансформаторы, линии, т.р;

[pic]- годовой ущерб от перерывов электроснабжения.

4.1. Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего

электроснабжения

4.1.1. Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения.

При выборе рациональной схемы внешнего электроснабжения предприятия

учитываем категорию потребителей электроэнергии, потребляемую ими мощность,

особенности технологии производства, климатические условия, загрязненность

окружающей среды и другие факторы.

Все предприятия в зависимости от суммарной установленной мощности

могут быть условно разделены но крупные (75-100МВт), средние (до75МВт) и

малые (до 5МВт).

Данное предприятие относится к средним.

Основными источниками электроснабжения предприятия являются

электростанция и сети энергосистемы.

Так как отсутствуют специальные требования к бесперебойности питания,

компактное расположение нагрузки, то принимаем схему с одним общим приемным

пунктом электроэнергии (ГПП). Так как есть нагрузки 1-й категории, то

применяем секционные шины приемного пункта и питание каждой секции от

отдельных линий.

Питание от энергосистемы осуществляем по двум линиям с установкой на

подстанции на менее двух трансформаторов. Пропускная способность этих линий

и трансформаторов должна обеспечить питание всех потребителей 1-й категории

и основных нагрузок 2-й категории в послеаварийном режиме с учетом

допустимой перегрузки при выходе из работы одного из этих трансформаторов.

В системах электроснабжения применяем глубокое секционирование всех

звеньев системы от источника питания до сборных ими низкого напряжения

трансформаторных подстанций.

При построении системы электроснабжения исходим из раздельной работы

линий и трансформаторов, так как при этом снижаются уровни токов короткого

замыкания, упрощаются схемы коммуникаций и релейной защиты.

Найдем рациональное нестандартное напряжение питающих линий по

формуле:

[pic]

(27)

где [pic]- расчетная активная мощность предприятия, МВт;

[pic]- расстояния от предприятия до точки подключения к источнику

питания, км;

[pic]

Из напряжений в ближайших пунктах электросистемы выбираем одно ниже, а

другое выше величины рационального напряжения, для технико-экономического

сравнения.

Варианты схем внешнего электроснабжения представлены на рис. 1 и рис.

2.

4.1.2. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Главную понизительную подстанцию предприятия выполняем

двухтрансформаторной. Выбор мощности трансформаторов ГПП производим на

основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с

учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ. В

послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного

электроснабжения потребителей предусматриваем их питания от оставшегося в

работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью

снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

При установке на ГПП двух трансформаторов номинальная мощность каждого

из них определяется по условию:

[pic]

(28)

где [pic]- номинальная расчетная мощность предприятия с учетом мощности

компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ;

[pic] (29)

где [pic]- мощность компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ, кВар;

[pic] (30)

[pic]- коэффициент загрузки трансформатора, равный 0.65;

[pic] (31)

[pic]

[pic]

|Трансформаторы ГПП |Sтн, |(Pхх,|(Pкз,|Ixx ,|Uкз,|

| |кВА |кВт |кВт |% |% |

|Вариант 1 – ТМ - 4000/150* |4000 |8.4 |35 |1.2 |10.5|

|Вариант 2 - ТМ - 4000/35 |4000 |5.3 |33.5 |0.9 |7.5 |

В послеаварийном режиме оставшийся в работе трансформатор проверяем на

допустимую перегрузку:

[pic]

(32)

[pic]

Расчетная полная мощность, передаваемая от источника питания при

наличии ГПП, отличается от [pic] на величину потерь мощности в силовых

трансформаторах ГПП и может быть определена по формуле:

[pic] (33)

где [pic]и [pic] определяются по формулам:

Для варианта N 1

[pic]

[pic]

[pic]

Для варианта N 2

[pic]

[pic]

[pic]

4.1.3. Расчет технико экономических показателей вариантов схем.

Максимальный ток линии:

[pic] (34)

Для определения мощности отключаемой выключателями, намечается

расчетная точка КЗ (К-1), а затем составляется схема замещения для трех

фазного КЗ в точке (К – 1) и определяются параметры схемы замещения в

относительных базисных единицах ( при Sб и Uб).

Сопротивление системы в относительных базисных единицах.

[pic]

(35)

где [pic] (36)

Sc – из расчетных показателей;

Сопротивление трех обмоточного трансформатора в относительных базисных

единицах определяется по выражению:

[pic] (37)

где Uк% - напряжение короткого замыкания в процентах между обмотками,

по которым протекает ток повреждения.

Суммарное сопротивление цепи от источника питания до точки КЗ К - 1.

[pic]

(38)

Мощность и ток отключаемые выключателями:

[pic] (39)

[pic] (40)

Для варианта №1 :

[pic]

[pic]

[pic]

[pic]

[pic]

[pic]

Мощность и ток отключаемые выключателями:

[pic]

[pic]

Для варианта №2 :

[pic]

[pic]

[pic]

[pic]

[pic]

Мощность и ток отключаемые выключателями:

[pic]

[pic]

4.1.4. Выбор сечения проводов питающих линий

Сечение проводов ВЛ выбираем минимально возможным из стандартных

сечений, обеспечивающих работу проводников без перегрева выше допустимой

температуры при расчетной максимальной нагрузке. При этом потери

напряжения не должны превышать допустимой величины, а плотность тока в

проводах должна соответствовать нормированному экономическому значению.

Выбор сечения проводов ВЛ по нагреву производится по условию:

[pic]

(41)

где Iдоп – допустимая токовая длительная нагрузка на провод;

Iр – расчетная токовая нагрузка линии , равная получасовому максимуму

нагрузки и определяется по формуле:

[pic]

(42)

Выбор сечения проводников по экономической плотности тока производится

для ВЛ напряжением с - 220 кВ. Экономическое сечение определяется из

соотношения:

[pic]

(43)

где Jэк – нормированное значение экономической плотности тока.

Сечение, полученное в результате расчета по экономической плотности

тока , округляется до ближайшего меньшего стандартного сечения и проверяем

по мере напряжения в нормальном и аварийном режиме при фактической

нагрузке:

[pic] (44)

где Ip – расчетный ток линии, А;

[pic]- длина линии, км;

R0, X0 – удельное активное и реактивное сопротивление линии;

Cos ( , sin ( - соответствует коэффициенту мощности предприятия в

период максимума нагрузки.

[pic]

(45)

Сечение проходит по потери напряжения , если выполняется

условие:

[pic] [pic]

(46),(47)

Сводим полученные данные в табл. 12.

Табл 12. Сечения воздушной линии.

| |Iр2 |Fэк |Iдоп |Ro |Xo |Iр1 |cos f|sin f|^U% |^Uав% |

|Вариант 1 |15,31|13,92|265 |0,46 |0,362|30,61|0,86 |0,51 |0,165|0,331 |

|Вариант 2 |47,44|43,13|265 |0,45 |0,362|94,87|0,86 |0,51 |4,428|8,8566|

4.1.5. Расчет технико – экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты.

Стоимость двух ячеек отходящей линии с выключателями В1 и В2

[4, стр. 140-146].

[pic]

(48)

Стоимость сооружения воздушной линии.

[pic]

(49)

где Ков , Кол – соответственно , стоимость одной ячейки выключателя и

одного километра двух цепной воздушной линии, т.р.,

Суммарные капитальные затраты:

[pic]

(50)

б) Эксплуатационные расходы.

[pic] (51)

где Скл – стоимость потерь электроэнергии в линиях.

Сол, Сов – стоимость амортизационных отчислений от Кл и Кв

соответственно, т.р.

Потери мощности в линиях.

[pic] (52)

Потери электроэнергии в линиях.

[pic]

(53)

где (л – время максимальных потерь мощности в линии[2, с. 167 - 168].

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

[pic]

(54)

Стоимость амортизационных отчислений.

[pic] (55)

где (л (в – норма ежегодных отчислений для линий и выключателей

соответственно, %

(л = 2,4 % (в = 6,4 %

4.1.6. Расчет технико – экономических показателей элементов ГПП.

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

[pic]

(56)

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями,

установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

[pic]

(57)

где Кот и Коок – единичная стоимость трансформатора и одного ввода с

отделителями короткозамыкателями, соответственно, т.р.

Суммарные капитальные затраты.

[pic]

(58)

б) Эксплутационные расходы.

[pic] (59)

[pic] (60)

где Спт – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, т.р.;

Сот, Соок – стоимость амортизационных отчислений от Кт и Кок ,

соответственно, т.р.;

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

[pic] (61)

где (Р`хх,(Р`кз – приведенные потери активной мощности трансформатора при

ХХ и КЗ, соответственно, кВт;

[pic] (62)

[pic] (63)

где Кип – коэффициент изменения потерь , учитывающийся в пределах [0.02-

0.12].

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

[pic] (64)

где Твкл – время включения трансформатора под напряжение, принимается

обычно равным 8760 часов.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

[pic] (65)

Технико-экономические показатели варианта № 1.

1. Расчет технико – экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты.

Ков = 23,72 т.руб.

Кол = 13,5 т.руб.

[pic]

Стоимость сооружения воздушной линии.

[pic]

Суммарные капитальные затраты:

[pic]

Стоимость амортизационных отчислений.

[pic]

(л = 2,4 % (в = 6,4 %

Потери электроэнергии в линиях.

[pic]

[pic]

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

[pic]

б) Эксплуатационные расходы.

[pic]

2. Расчет технико – экономических показателей элементов ГПП.

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

Кот = 28,7 т.р.

Коок = 26,72 т.р.

[pic]

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями ,

установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

[pic]

Суммарные капитальные затраты.

[pic]

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

[pic]

[pic][pic]

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

[pic]б) Эксплутационные расходы.

[pic]

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

[pic]

Технико-экономические показатели варианта № 2.

1. Расчет технико – экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты.

Ков = 6,35 т.руб.

Кол = 10,7 т.руб.

[pic]

Стоимость сооружения воздушной линии.

[pic]

Суммарные капитальные затраты:

[pic]

Стоимость амортизационных отчислений.

[pic]

(л = 2,4 % (в = 6,4 %

Потери электроэнергии в линиях.

[pic]

[pic]

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

[pic]

б) Эксплуатационные расходы.

[pic]

2. Расчет технико – экономических показателей элементов ГПП.

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

Кот = 12,35 т.р.

Коок = 11,2 т.р.

[pic]

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями ,

установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

[pic]

Суммарные капитальные затраты.

[pic]

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:[pic]

[pic][pic]

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

[pic]б) Эксплутационные расходы.

[pic]

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

[pic]

4.2. Технико экономический расчет при выборе схемы внутреннего

электроснабжения.

Намечаем два варианта схемы внутреннего электроснабжения:

1. Вариант. Радиальная схема.

2. Вариант. Смешанная схема.

Расчет ведем для напряжения 10 кВ. Предварительный выбор этого

напряжения обусловлен тем, что он обеспечивает меньший расход цветного

метала и экономию электроэнергию по сравнению с 6 кВ.

4.2.1. Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 6 –

35 кВ.

Расчетные нагрузки линий распределительной сети 10 кВ для

каждого варианта определяются по расчетным нагрузкам цеховых ТП со

стороны ВН с учетом компенсации реактивной мощности.

Результаты расчетов нагрузок линий распределительной сети 10 кВ

представлены в табл. 13.

Табл. 13. Расчетные нагрузки линии сети.

|№|Назначение|Потре|Длин|Расчет Р |Cos|Qкв,|Число и|Q`рв,|S`р|J`рв,|Fэк |

|л|линии |бител|а | | |кВАр|мощ. КУ|кВАр |в, |А | |

| | |ь э/э|лини| |tg | | | |кВА| | |

| | | |й, | | | | | | | | |

| | | |км | | | | | | | | |

| | | | |Ррв,|Qрв, | | | | | | | |

| | | | |кВт |кВАр | | | | | | | |

|1|ГПП –ТП – |ТП - |0,05|843,|403,5|0.9|330 |1*330 |733,5|734|42,43|35,36|

| |1 |1 |2 |8 | |9 | | | |,1 | | |

|2|ГПП –ТП – |ТП – |0,15|607,|250,5|0,8|330 |1*330 |590,5|591|34,19|28,49|

| |2 |2 |3 |2 | |8 | | | |,5 | | |

|3|ГПП –ТП – |ТП – |0,51|626,|214,6|0,9|330 |1*330 |544,6|545|31,55|26,29|

| |3 |3 |4 |8 | | | | | |,7 | | |

|4|ГПП –ТП – |ТП – |0,62|686,|369,3|0,9|330 |2*330 |1029,|103|59,54|49,61|

| |4 |4 |1 |1 | |4 | | |3 |0 | | |

|5|ГПП –ТП – |ТП – |0,37|831,|732,5|0,9|330 |2*330 |1392,|139|80,53|67,1 |

| |5 |5 |5 |12 | |9 | | |5 |3 | | |

|6|ГПП –ТП – |ТП – |0,43|762,|367,8|0,9|330 |1*330 |697,5|698|40,38|33,65|

| |6 |6 |5 |7 | |8 | | | |,6 | | |

4.2.2. Определение сечения кабельных линий распределительной сети.

Выбор сечения кабельных линий распределительной сети 10 кВ производим

по технологической плотности тока.

[pic]

(66)

где Jэк – нормированное значение экономической плотности тока, для

кабельной линии Jэк = 1.4 А/мм2.

По допустимой нагрузке и по условию нагрева.

[pic]

(67)

[pic]

(68)

где К1 – поправочный коэффициент , учитывающий число рядом лежащих

кабелей и их взаимный нагрев.

К2 – поправочный коэффициент на температуру земли и воздуха.

Проверяем по потере напряжения.

[pic] (69)

где Ip – расчетный ток линии, А;

[pic]- длина линии, км;

Страницы: 1, 2, 3