Электроснабжение завода электротермического оборудования

 

Электроснабжение завода электротермического оборудования

1. Расчет электрических нагрузок предприятия

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

Расчет ведется по установленной мощности и коэффициенту спроса.

Для определения расчетных нагрузок по данному методу необходимо знать установленную мощность группы электроприёмников, коэффициенты мощности и спроса данной группы, определяемые по справочным материалам.

На заданном предприятии оборудование питается от двух классов напряжения. Силовая нагрузка обоих классов определяется аналогично, а на напряжение 0,4 кВ необходимо также рассчитать осветительную нагрузку.

Расчетная силовая нагрузка

Расчетная осветительная нагрузка

где КСО - коэффициент спроса для осветительной нагрузки (2, таблица 2.3);

,

где - удельная осветительная нагрузка, отнесенная к площади пола цеха, кВт/м2 (1, табл. 2.4); F - площадь пола цеха, м2.

Таким образом, полная нагрузка цеха

2. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия

Из таблицы 1 полная расчетная мощность нагрузки по 0,4 кВ

кВА

Потери активной и реактивной мощности в цеховых трансформаторах

кВт;

кВар

Оптимальная реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы в часы максимума активных нагрузок

кВар

Мощность компенсирующих устройств

,

где кВар

кВар

Реактивная нагрузка, отнесенная к шинам 6-10 кВ ГПП с учетом коэффициента разновременности максимума силовой нагрузки

кВар,

где - коэффициент разновременности максимума силовой нагрузки, равный 0,95.

Некомпенсированная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП

кВар

Потери активной мощности в батареях статических конденсаторов

кВт,

где - удельные потери в БСК, равные 0,002 (0,2%), кВт/кВар.

Общая активная мощность завода, отнесенная к шинам 6-10 кВ ГПП с учетом разновременности максимумов силовой нагрузки

Полная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом компенсации реактивной мощности

кВ×А

Потери мощности в трансформаторах ГПП

кВт;

кВар

Полная расчетная мощность завода на стороне высшего напряжения ГПП

3. Определение центра электрических нагрузок

Главная понизительная подстанция (ГПП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия.

Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генплану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Радиус окружности

,

где - активная расчетная нагрузка i-го цеха, кВт; - осветительная нагрузка i-го цеха, кВт; - масштаб.

Картограмма электрических нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок по территории завода. Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора определяется из соотношения активной суммарной нагрузки цеха и осветительной нагрузки по формуле

Показатели и приведены по цехам в таблице 2.

При определении центра электрических нагрузок считается, что нагрузка распределена равномерно по площади цеха. Тогда центр нагрузок цеха будет совпадать с центром тяжести фигуры, изображающей цех в генплане. В этом случае центр нагрузок предприятия можно определить по формулам:

,

где xi, yi - координаты центра электрической нагрузки i-го цеха.

Расчет центра нагрузок приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Расчет центра электрических нагрузок

Номер цехаPр+Pр.о.Pр.о.raxy(Pр+Pр.о.)*x(Pр+Pр.освещ.)*y1184444249100631838641157662104444181515063156936655513113111194211112238554126171411371619514081595839659525361987188164477094162962401692413185310644366819818832974182414593912096262532403022928684101092321911347593790506451911151747221134796526641146227121768717290159510932798713356611635115912488456526143772011193324012533905171536125112565240233578675516494141310148231729411139701769321151114825010233417294418489131210207240101145117400Освещение территории1919236019913137522466Итого по 0,41154331992713221953413257326 кВ532003201881646016085248077230427092144211968331776Итого по 6 кВ5504813576856583Всего1704830331102182314

Х=177,9;

Y=128,0.

. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняются двух трансформаторными.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме, при отключении одного трансформатора, для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию

кВ×А,

где КЗ - коэффициент загрузки трансформатора.

Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 и ТДН-16000/35.

Проверяем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах

;

Таблица 3 - Каталожные данные трансформатора

Тип трансформатораUВ, кВUН, кВPХХ, кВтРКЗ, кВтUк, %Iхх, %ТДН-16000/11011510,52611510,50,85ТДН-16000/3536,7510,5218580,75

5. Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения

Номинальное напряжение - один из важнейших пространственных параметров системы электроснабжения, определяющий её размер, а следовательно и мощность.

Критерием выбора оптимального напряжения, как и других параметров систем электроснабжения, являются затраты

, руб./год

В качестве начального шага к выбору оптимального напряжения внешнего электроснабжения , кВ можно применить формулу Стилла

,

где - расстояние до центра питания, км; Р - расчетная мощность, МВт.

Таким образом

кВ

Определив , следует рассчитать приведенные затраты на электрические сети и подстанции при стандартных напряжениях в области и выбрать , при котором

В приведенные затраты следует включать только составляющие, характерные для варианта напряжения, но не включать одинаковые элементы для всех напряжений.

6. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения

В зависимости от установленной мощности приемников электроэнергии различают объекты большой, средней и малой мощности. Рассматриваемое предприятие относится к объектам средней мощности, для которых, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии (ГПП). Если имеются потребители I категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии. Согласно заданию питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы с трехобмоточными трансформаторами 115/37/6,3 кВ. Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта электроснабжения: от шин подстанции энергосистемы 110 кВ воздушной линией (1-й вариант) и воздушной линией 35 кВ (2-ой вариант). Схемы электроснабжения согласно вариантам представлены на рисунке. Итогом технико-экономического сравнения двух вариантов электроснабжения является сравнение приведенных затрат двух вариантов.

Приведенные затраты

,

где - суммарные капвложения в схему электроснабжения, тыс. руб.;

Суммарные издержки

,

где - суммарные издержки на амортизационные отчисления, тыс. руб.;

- суммарные издержки на обслуживание объекта, тыс. руб.;

- суммарные издержки на потери электроэнергии, тыс. руб.

Рисунок 1 - Варианты схем электроснабжения

Определяем расчетные токи в нормальном и аварийном (обрыв одной цепи) режимах

А;

А.

Соответствующее этому току расчетное сечение проводов ВЛ

мм2

где - экономическая плотность тока, равная 1,1 А/ мм2.

По (4, таблица 7.35) выбираем провод АС-70/11.

Для линии 110 кВ сечение проводов 70 мм2 является минимально допустимым по условию короны.

Капитальные вложения в ЛЭП

,

Стоимость ячейки элегазового выключателя ВГБУ-110 составляет 16,5 тыс. руб., разъединителя РНДЗ-110У/1000 равна 0,46 тыс. руб. (4, таблица 5.2, 5.5).

Тогда общая стоимость

тыс. руб.

Стоимость сооружения 1 км воздушной линии 110 кВ на стальных опорах с подвеской одной цепи и проводом марки АС-70/11 равна 14,5 тыс. руб. (4, таблица 10.15).

Капитальные вложения в сооружение 3,5 км ЛЭП

тыс. руб.

Суммарные капитальные вложения в ЛЭП

тыс. руб.

Капитальные вложения в ГПП

Стоимость двух трансформаторов ТДН-16000/110 (4, таблица 8.21)

тыс. руб.

Суммарные затраты на ГПП

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения по первому варианту

тыс. руб.

Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание составят:

тыс. руб.

тыс. руб.

Нормы амортизационных отчислений для силового оборудования и ВЛ из (2, таблица 6.2).

Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии

,

где - потери электроэнергии, кВт/ч;- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

,

где - потери мощности в элементе системы электроснабжения, кВт; - время потерь, ч.

Время потерь

,

где - число часов использования максимума, равное для электротехнических заводов 4280 ч (2, таблица 4.2).

ч.

Потери мощности в воздушной линии

,

где - активное сопротивление 1 км воздушной линии, Ом/км;- длина воздушной линии, км; - количество параллельно подключенных цепей.

кВт

Годовые потери энергии в линиях

кВт×ч

Годовые потери энергии в трансформаторах

где - потери холостого хода трансформатора, кВт (4, таблица 3.6);

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт (4, таблица 3.6).

Годовые потери энергии

кВт×ч/год

Ежегодные издержки на потери электроэнергии

руб.

Суммарные годовые издержки

тыс. руб./год

Приведенные затраты по первому варианту

тыс. руб./год

Определяем расчетные токи в нормальном и аварийном (обрыв одной цепи) режимах

А;

А.

Соответствующее этому току расчетное сечение проводов ВЛ

мм2

где - экономическая плотность тока, равная 1,1 А/ мм2.

По (4, таблица 7.35) выбираем провод АС-150/24.

Для линии 35 кВ сечение проводов 150 мм2 по условию короны не проверяется.

Капитальные вложения в ЛЭП

,

Стоимость ячейки элегазового выключателя ВБЭТ-35III-25/1250 составляет 9 тыс. руб., разъединителя РДЗ.2-35/1000 УХЛ1 равна 0,2 тыс. руб. (4, таблица 5.2, 5.5).

Тогда общая стоимость

тыс. руб.

Стоимость сооружения 1 км воздушной линии 35 кВ на стальных опорах с одной цепи и проводом марки АС-120/19 равна 13,1 тыс. руб. (4, таблица 10.14).

Капитальные вложения в сооружение 3,5 км ЛЭП

тыс. руб.

Суммарные капитальные вложения в ЛЭП

тыс. руб.

Капитальные вложения в ГПП

Стоимость двух трансформаторов ТДН-16000/35 (4, таблица 8.21)

тыс. руб.

Суммарные затраты на ГПП

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения по второму варианту

тыс. руб.

Ежегодные издержки на амортизацию, и обслуживание составят:

тыс. руб.

тыс. руб.

Нормы амортизационных отчислений для силового оборудования и ВЛ из (2, таблица 6.2).

Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии

,

где - потери электроэнергии, кВт/ч;- стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

,

где - потери мощности в элементе системы электроснабжения, кВт; - время потерь, ч.

Время потерь

,

где - число часов использования максимума, равное для электротехнических заводов 4280 ч (2, таблица 4.2).

ч.

Потери мощности в воздушной линии

,

где - активное сопротивление 1 км воздушной линии, Ом/км;- длина воздушной линии, км; - количество параллельно подключенных цепей.

кВт

Годовые потери энергии в линиях

кВт×ч

Годовые потери энергии в трансформаторах

где - потери холостого хода трансформатора, кВт (4, таблица 3.6);

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт (4, таблица 3.6).

Годовые потери энергии

кВт×ч/год

Ежегодные издержки на потери электроэнергии

руб.

Суммарные годовые издержки

тыс. руб./год

Приведенные затраты по второму варианту

тыс. руб./год

Таблица 4 - Сравнение вариантов внешнего электроснабжения

№ вар.К?, тыс. р./годЕжегодные издержки, тыс. руб./годЗ?, тыс. руб./годИ?АМИ?ОИПЭ1 (110)266,2613,215,357,5759,212 (35)243, 211,44,3811,357,48

Вывод: предпочтение отдаем второму варианту, в котором питание ГПП предприятия осуществляется по ВЛ от шин 35 кВ подстанции энергосистемы. Разница приведенных затрат сравниваемых вариантов составляет 3%.

7. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низшего напряжения (НБК), устанавливаемых в цеховой сети, определяют в два этапа:

. Выбирают экономически оптимальное число цеховых трансформаторов;

. Определяют дополнительную мощность НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 10 кВ предприятия.

Суммарная расчетная мощность НБК

,

где и - суммарные мощности НБК, определенные на двух указанных этапах расчета.

Минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок

где - средняя активная мощность технологически связанных нагрузок за наиболее нагруженную смену, принимаем равной ; - рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора, о.е.; - добавка до ближайшего целого числа.

Экономически оптимальное число трансформаторов определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности и отличается от на величину m

,

где m - дополнительно установленные трансформаторы (8, рис. 4.7).

Рассчитаем число и мощность силовых трансформаторов для механического цеха мелких станков и инженерно-конструкторского корпуса, которые являются потребителем II категории, цеховые трансформаторы питаются по радиальной линии.

1 Учитывая величину нагрузки, принимаем к установке трансформаторы с номинальной мощностью и с коэффициентом загрузки 0,8.

Определяем минимальное число цеховых трансформаторов

Оптимальное число трансформаторов

где m - дополнительно установленные трансформаторы, определенные по (8, рис. 4.7).

Результаты расчета для остальных цехов представлены в таблицах 5 и 6.

Таблица 5 - Результаты расчета количества трансформаторов в цехах.

ПодстанцииNminNдопmNоптбез Nдопс NдопТП цеха 1,82,5530,4503ТП цеха 2,42,7330,2703ТП цеха 11,12,132,5630,4403ТП цеха 10+осв. тер.1,3920,6102ТП цеха 6,7,14,151,9420,0602ТП цеха 5,16,171,820,2002ТП цеха 9,180,7610,1401ТП цеха 31,4120,5902

Сведем в таблицу результаты выбора цеховых трансформаторов.

Таблица 6 - Выбор цеховых трансформаторов

Наименование пункта питанияПотребителиМесто расположения пункта питанияРР кВтQР, кВарSНОМ.Т, кВ×АКЗТП-1, ТП-2Цех №1,8Цех №12042202510000,8ТП-3, ТП-4Цех №2,4Цех №42181189110000,8ТП-5, ТП-6Цех №11,12,13Цех №112049152010000,8ТП-7Цех №10+осв. тер.Цех №10101111066300,8ТП-8Цех №6,7,14,15Цех №1498081610000,8ТП-9Цех №5,16,17Цех №171440136110000,8ТП-10Цех №9,18Цех №1860945010000,8ТП-11Цех №3Цех №31131114810000,8

Рассчитаем компенсацию реактивной мощности для компрессорной и котельной, используя данные таблиц 5 и 6.

Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ

Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит

Дополнительная мощность НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле

,

где - расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров (Сибирь) и (длина питающей линии 50м) и радиальной схемы питания цеховой ТП (8, таблица 4.6, 4.7), равный 0,64 (3, рис. 4.8).

Так как , то для данной группы трансформаторов реактивная мощность принимается равной нулю.

Суммарная мощность НБК цеха составит

Расчетную мощность НБК округляем до стандартной ближайшей мощности комплектных конденсаторных установок с помощью (3, таблица 6.1).

Результаты расчета компенсации реактивной мощности для остальных цехов сведем в таблицу 7.

Таблица 7 - Выбор мощности комплектных конденсаторных установок напряжением 0,4 кВ с автоматическим регулированием

Наименование ТПQP, кВарQHK1, кВарQHK2, кВарQHK РАСЧ, кВарQНК ФАКТ, кВарКол. шт.ТП-1, ТП-2202576407647505ТП-3, ТП-41891895,90895,99004ТП-5, ТП-61520270,40270,43002ТП-8816619,10619,16031ТП-91361666,60666,66753ТП-11114816,3016,3201

8. Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения напряжением 6-10 кВ

нагрузка трансформатор напряжение электротермический

При выборе КУ при допущении о незначительной длине линий на предприятии можно представить все предприятие как узел сети 10 кВ, к которому подключены реактивная нагрузка и три типа источников реактивной мощности: синхронные двигатели 10 кВ, энергосистема и высоковольтные конденсаторные батареи.

Баланс реактивной мощности в узле 10 кВ предприятия имеет вид

Каждый установленный синхронный двигатель является источником реактивной мощности, минимальную величину которой по условию устойчивой работы СД определяют по формуле

где - коэффициент загрузки по активной мощности.

Суммарные реактивные потери в цеховом трансформаторе определяются по (3, таблица 6.4).

Таким образом, требуемая мощность ВБК определяется из формулы

Устанавливаем 4 УКЛ 56-10,5-1350УЗ(У1), по 2 на каждую систему шин.

9. Выбор кабельных линий

Перед расчетом токов КЗ, необходимо выбрать кабели, которые соединяют ГПП с цеховыми трансформаторами и трансформаторы, соединенные по магистральной схеме.

В качестве примера произведем расчет самого нагруженного участка.

ГПП - ТП-11

Для бесперебойного питания спроектированы две параллельно проложенные в траншее кабельные линии с расстоянием между ними 100 мм.

Расчетный рабочий ток в нормальном режиме

Расчетный рабочий ток в аварийном режиме

По справочным материалам выбираем кабель марки АПвП из сшитого полиэтилена с алюминиевой жилой (2, таблица 4.12). Определяем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.

По (2, таблица 4.6) находим, что допустимая перегрузка К3 составляет 1,25. Коэффициент К2 снижения токовой нагрузки принимаем по (2, таблица 4.4) равным 0,9. Коэффициент К1 принимаем равным 1, считая, что температура соответствует расчетной температуре среды, для которой составлены таблицы по определению Iдоп.

Допустимый ток кабельной линии определяется из соотношения

По (2, таблица 4.12) и на основе проведенных расчетов выбираем кабель АПвП с сечением жилы 70 мм2 с Iдоп = 240А.

Следовательно, выполняется условие

Таблица 8 - Выбор кабелей на 10 кВ

УчастокSр, кВ×АIраб, АIраб.макс, АIдоп.расч, АМарка кабеляFст, мм2ГПП-ТП-114131119,3238,5212АПвП70ТП-11-РУ2320092,4184,8164,3АПвП50ГПП-РУ-1328294,8189,6168,5АПвП70РУ-1-ТП-898028,356,650,3АПвП50ГПП-ТП-10204959,2118,3105,2АПвП50ТП-10-ТП-9144041,683,173,9АПвП50ГПП-ТП-5306088,3176,7157,0АПвП70ТП-5-ТП-61024,529,659,152,5АПвП50ТП-5-ТП7110631,963,956,8АПвП50ГПП-ТП-3218163,0125,9111,9АПвП50ТП-3-ТП-41090,531,563,056,0АПвП50ГПП-ТП-1204258,9117,9104,8АПвП50ТП-1-ТП-2102129,558,952,4АПвП50

Выбор кабелей на 0,4 кВ производится аналогично. По справочным материалам принимаем кабель ВВГ, а расчет проводим учитывая экономическую плотность тока, по (2, таблица 4.1) равную 3,1А/мм2.

Расчетное сечение кабеля по экономической плотности тока

Результаты расчетов приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Выбор кабелей на 0,4 кВ

УчастокnцSр, кВ×АIраб, АIраб.макс, АIдоп.расч, АМарка кабеляFст, мм2ТП-8-РП52363130,3260,5231,6ВВГ70ТП-8-РП62377136,0272,0241,8ВВГ70РП-6-РП1220,71,41,2ВВГ6ТП-10-РП8212043,386,677,0ВВГ25ТП-9-РП9449489,1178,3158,5ВВГ35ТП-9-РП10225391,3182,6162,3ВВГ35ТП-6-РП3217663,5127,0112,9ВВГ25ТП-6-РП42356128,5157,0113,8ВВГ35ТП-4-РП161044125,6151,1223,2ВВГ70ТП-4-РП2219871,4142,9127,0ВВГ35

Список источников

1 Системы электроснабжения: сб. заданий по курсовому проектированию / Л.С. Синенко, Ю.П. Попов, Е.Ю. Сизганова, А.Ю. Южанников; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003. - 84 с.

Электроснабжение: учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию в 2 ч. Ч. 1 / Л.С. Синенко, Т.П. Рубан, Е.Ю. Сизганова, Ю.П. Попов; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. - 135 с.

Электроснабжение: учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию: в 2 ч. Ч. 2 / Л.С. Синенко, Т.П. Рубан, Е.Ю. Сизганова, Ю.П. Попов; Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. - 207 с.

Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанции, справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

#"justify"> #"justify">Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - 2-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2005. - 448 с.

Федоров А.А. Электроснабжение промышленных предприятий: учеб. пособие для курсового и дипломного проектирования / А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

#"justify">Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник: учеб. пособие. / Г.Н. Ополева - М.: ФОРУМ: ИНФРВ-М, 2006. - 480 с. - (Высшее образование).

СТО 4.2-07-2008 Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной и научной деятельности [Текст]. - Введ. впервые; дата введ. 22.12.2008. - Красноярск, 2008. - 47 с.

Электроснабжение завода электротермического оборудования 1. Расчет электрических нагрузок предпри

Больше работ по теме: