Питание предприятия обеспечивается посредством линии электропередач. Выбор сечения линий электропередач осуществляется по экономической плотности тока.
где Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм определяется в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки в год. Число часов использования максимума нагрузки в год принимается, при 2-х сменном режиме работы, Тм< 5000ч., тогда
Jэк=1,1 А/мм, Далее, для сталеалюминевых проводов, минимальным сечением по прочности является , а по условиям возможного коропирования при напряжении 110 кВ минимальным сечением является
Выбор сечений и технические характеристики проводов сведены в таблицы 2.2 и 2.3
Таблица 2.2. Выбор сечений проводов
35
143,42
71,71
65,1
-
70
70/265
110
45,6
22,8
26,2
Таблица 2.3.Технические характеристики проводов типа АС
Стоимость с учётом
ж/б опор, тыс. р. /км
125
265
0,42/0,44
10,7
13,5
Для установки на ГПП применяются маломасляные выключатели. Предварительно, для технико-экономического сравнения, выключатели выбираются по следующим условиям: по напряжению установки: Uном>Uуст по длительному току: Iном>Iнорм; Iном>Iмах.
Выбор выключателей и разъединителей приведен в таблицах 2.4 и 2.5
Таблица 2.4. Выбор выключателя
Расчётные значения
Характеристики выключателя ВМУЭ-35Б-25/1250
Цена тыс. р.
200,8
281,2
1250
25
64
3,170
Характеристики выключателя ВМТ-110Б-20/1000
Цена тыс. р
63,9
89,46
1000
20
52
9,0
Для установки на ГПП принимаются разъединители серии РДНЗ. Предварительно для технико-экономического сравнения, разъединители принимаются по напряжению установки и по максимальному току
Таблица 2.5. Выбор разъединителей
Характеристики РДНЗ - 35-1000
0,125
Характеристики РДНЗ - 110-1000
0, 200
Расчет на напряжение 35 кВ. Определяется значение полных приведенных затрат, которое является показаниями экономичности варианта:
где Ен - нормативный коэффициент отчислений, Ен=0,12; К - капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения; С - годовые эксплуатационные расходы. Капитальные затраты складываются и из следующих составляющих:
где Кл - капитальные затраты на сооружение воздушных линий.
Кло - стоимость сооружения 1 км линий, L - длина линии. Коб - капитальные затраты на установку оборудования трансформаторы, выключатели, разъединители):
Годовые эксплуатационные расходы определяются:
где - стоимость годовых амортизационных отчислений
где Ка - коэффициент амортизационных отчислений. Амортизационные отчисления на линии Кал=2,8%, амортизационные отчисления на подстанцию Кап=6,3%, - стоимость потерь электрической энергии:
где - стоимость электроэнергии
- число часов работы предприятия в год Тм =4100 ч.
- потери электроэнергии, где -потери мощности в линиях. Для двухцепной линии потери составляют:
где - удельные потери мощности на 1 цепь
- коэффициент загрузки,
- потери мощности в трансформаторе
Реактивные потери холостого хода:
Реактивные потери короткого замыкания:
Приведённые потери короткого замыкания активной мощности
где - коэффициент потерь, называемый экономическим эквивалентом реактивной мощности.
Приведённые потери активной мощности при холостом ходе:
Полные потери в трансформаторах:
где - коэффициент загрузки трансформатора
Суммарные потери мощности:
Стоимость потерь:
Суммарные годовые эксплуатационные доходы:
Суммарные затраты:
Потери электроэнергии:
Технико-экономический расчет позволяет сделать вывод о наиболее рациональном напряжении питания.
Таблица 2.7. Результаты технико-экономического расчёта
319,9
32,188
70,576
244
1,4
385,2
22,377
68,601
944,6
1,0
По данным таблицы 2.7 делается вывод о рациональности напряжения 110 кВ.
Размещение ГПП следует произвести в центре электрических нагрузок, который определяется, как центр тяжести однородной плоской фигуры. Расположение цехов на плане предприятия и система координат представлены на рис 3.1
Таблица 3.1. Мощности и координаты цехов предприятия
№
Наименование помещения
X, м
Y, м
1
Проходная
4,8
260
400
2
Заводоуправление
25,3
375
380
3
Эл. монтажный № 1
664,3
175
325
4
Энергоцех
413,1
100
275
5
Инструментальный
814,9
Штамповочный.
747,3
525
300
7,8
Склад
2,24
250/350
200
9
Термический.
622,4
450
130
10
Механический № 1
1038,4
150
11
Механический №2
951,5
250
80
12
Эл. монтажный №2
554,37
75
13
Гальванический
795,7
14
Компрессорный
1073,4
475
15
Гараж
9,34
225
Выбрав произвольную систему координат, центр электрических нагрузок определяется по формулам:
Рис.3.1 Определение центра электрических нагрузок
Так как в полученном центре (рис.3.1) размещения ГПП возможно, то подстанция устанавливается в точке, со смешением вдоль оси X в направлении источника питания.
Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций, также как число трансформаторов на каждой из них, должен производиться в зависимости от величин сменных нагрузок, близости или удалённости цехов друг от друга, необходимой надёжности питания потребителей, перспективы развития производства, удельной плотности нагрузки и загрузки трансформаторов в рабочем режиме, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Должны учитываться конструкция производственных помещений и условия окружающей среды.
Однотрансформаторные цеховые подстанции, как правило, применяются при нагрузках, допускающих перегрев питания на время доставки складского резерва, или возможности резервирования питания потребителей по сети вторичного напряжения. Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются при преобладании потребителей 1 и 2 категории, а также при неравномерном суточном или годовом графике нагрузок.
Мощность трансформаторов 2-х трансформаторной подстанции выбирается так, чтобы в аварийном режиме, при отключении одного из них, другой мог бы нести всю нагрузку с перегрузкой не более 30%.
Мощность трансформатора однотрансформаторной подстанции выбирается такой, чтобы она полностью обеспечивала электроэнергией всех потребителей запитанных от неё. При выборе мощности трансформаторов учитывается, что максимальная мощность трансформаторов, установленных на цеховых ТП, не должна превышать 1600-2500 кВА [4] тех случаях, когда мощность, потребляемая цехом велика, то необходимо устанавливать несколько ТП на цех.
При выборе цеховых трансформаторов следует стремиться к меньшей номенклатуре трансформаторов по мощности предприятия в целом.
При плотности нагрузки целесообразно принять КТП с трансформаторами мощностью 1000 кВА: при 0,2-0,3 - 1600, более 0,3 приходится рассматривать установку трансформаторов мощностью 250-400 или 630 кВА.
Для трансформаторов цеховых ТП следует принимать следующие коэффициенты загрузки:
для цехов с преобладающей группой электроприемников первой категории при 2-х трансформаторной КТП: 0,65 - 0,75,для цехов с электроприёмниками преимущественно второй категории, где необходимо предусматривать однотрансформаторные КТП.0,9-0,95, для цехов с преобладанием электроприёмников третьей категории: 0,95 - 1,0 [4].
Для начального определения мощности трансформаторов КТП, рассчитывается удельная плотность нагрузки
где - суммарная расчётная нагрузка цехов присоединённых к одной КТП, F - площадь этих цехов
Таблица 4.1. Распределение нагрузок по ЦТП
№ ТП
№ ЦЕХА
ТП1
3,4,15
868,49
817,5
1192,7
704,79
656,86
963,43
5865
0,16
ТП2
5,14,1,2
1431,4
1332,1
1955,4
1274,4
1132,78
1705,11
5890
0,29
ТП3
6,7,8,9
1056,86
951,18
1421,8
817,56
715,36
1086,34
4920
0, 20
ТП4
601,6
1024,6
1188,1
387,8
655,1
761,2
3070
0,25
ТП5
517,6
879,4
1020,4
336,7
566,4
658,9
0,22
ТП6
12,13
909,2
954,1
1317,9
765,2
807,2
1112,2
4125
0,27
Далее приводится оптимизация выбора мощности трансформаторов ТП в зависимости о их числа, категории надёжности электроснабжения потребителей и коэффициента загрузки трансформатора потребителей и коэффициента загрузки трансформатора.
Составляются варианты с различной мощностью трансформаторов и оптимальным размещением компенсирующих устройств. По категории надёжности ЭП для всех потребителей можно принять однотрансформаторные ТП за исключением ТПЗ и ТП6.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
