151826 (Проектирование системы электроснабжения cтанкостроительного завода), страница 5

;(33)

Потери в трансформаторах определяем по формулам, кВт, кВар:

P_т=0,02 S_рн;(34)

Q_т=0,1 S_рн;(35)

Суммарную нагрузку на стороне 10 кВ получим с учётом потерь в трансформаторах 10/0,4 кВ, кВА:

;(36)

На ГПП:

P_т = 0,029331,2 = 186,6 кВт.

Q_т = 0,19331,2 = 933,1 кВар.

Расчетная активная нагрузка на внешнее электроснабжение, кВт:

,(37)

где К_РМ – коэффициент разновременности максимумов, примем К_РМ=0,95 [1];

Р_Р.ВН =(8653,3+186,6)·0,95 = 8839,9 кВт.

Q_Р.ВН = 3491,7 + 933,1 = 4424,8кВт.

кВА.

5. Выбор места расположения ГПП (ПГВ)

Для определения местоположения ГПП (ПГВ) на генплан предприятия наносится картограмма электрических нагрузок. Она представляет собой размещенные на генплане круги, площади которых в выбранном масштабе равны расчетным мощностям цехов, кВт,:

,(38)

откуда радиус окружности, мм:

,(39)

где P_pi – расчетная активная мощность i-го цеха, на стороне 10кВ, кВт;

m – масштаб мощности, кВт/мм², 0,5.

Для каждого цеха наносится своя окружность. Каждый круг имеет заштрихованный сектор, соответствующий по площади осветительной нагрузке. Результаты расчета сведем в таблицу 8.

Таблица 8 – Выбор места расположения ГПП

Картограмма активных нагрузок цехов предприятия позволяет найти центр электрических нагрузок (ЦЭН) всего предприятия. Координаты ЦЭН можно определить по формулам, м:

(40)

(41)

где X_i, Y_i – 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 Р_р.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:

∆U_доп≤5%U_ном

Потеря напряжения определяется как:

;(44)

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

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

В.

Что составляет 0,17 % от U_н.

В.

Что составляет 2,7 % от U_н.

6.2 Приведенные затраты на строительство линии

Затраты определяются по формуле, т.руб/год:

З=р_нК+И,(45)

гдер_н – нормативный коэффициент капитальных вложений, р_н = 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;

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

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

И = И_э+И_а+И_о,;(47)

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

,(48)

гдеКз – коэффициент загрузки линии в нормальном режиме:

Кз=I_р/I_доп(49)

К_з110 = 26/265 = 0,09

К_з35 = 81,5/265 = 0,31

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

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

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

ΔP_ном = I_р²r_л;

ΔP_ном110 = 0,71 кВт/км

ΔP_ном35 = 14,0 кВт/км

И_э110 = 2·0,71·0,09²·5840·0,0075·3 = 4,2 руб/год

И_э35 = 2·14,0·0,31²·5840·0,0075·6 = 1414,0 руб/год

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

И_а = И_а,л + И_а,в, (50)

гдеИ_а,л = К_а,л·К_л;(51)

И_а,в = К_а,в·К_в; (52)

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

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

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

И_а110 =24,6·10·0,028 + 2·23,6·0,094 = 11,325 т.руб/год

И_а35 =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.