Задача энергообеспечения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электростанций.
Проектирование энергосистем промышленных предприятий выполнялось во многих проектных организациях. В результате обобщения опыта проектирования появилось типовое решение.
В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций, методика определения электрических нагрузок и т.п. Ниже перечислены основные текущие проблемы в области электроснабжения промышленных предприятий.
1. Рациональное построение систем электроснабжения промышленных предприятий.
2. Вопросы компенсации реактивной мощности в энергосистемах промышленных предприятий.
3. Применение переменного тока, оперативного, для защиты и автоматики реле.
4. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок.
5. Универсальные и простые в использовании вопросы проектирования электрических сетей мастерских.
6. Полное выполнение систем электроснабжения цехов и общестроительных сооружений и подстанций.
Тема дипломного проекта — разработка системы подачи для текстильной промышленности.
Introduction
The problem of power supply of industrial firms has arisen simultaneously with development of construction of electrical stations.
The system design of power supply of industrial firms was conducted in a number(series) of design organizations. As a result of generalization of experience of designing there was a standard solution.
Methods of calculation and designing of shop networks(grids), selection of power of shop transformers and transformer substations now are created, a technique of definition of electrical loads the main(basic) modern problems are etc. below listed(etc. below transferred) in the field of power supply of industrial firms.
1. Rational construction of systems of power supply of industrial firms.
2. Questions of indemnification(compensation) of a reactive power in systems of power supply of industrial firms.
3. Application of an alternating current, operating, for relay protection and automatics.
4. Correct definition of expected electrical loads.
5. Questions of designing universal convenient in maintenance of shop electrical networks.
6. Complete fulfilment of shop and manufacturing power supply systems and designs of substations.
Особенности промышленной безопасности на предприятии нефтегазовой промышленности
... развиваются на химических предприятиях вследствие аварий или нарушений техники безопасности. Опасности производственных ... 1. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела: Разведка нефтяных и ... техники безопасности при работе с бытовыми электроприборами и промышленными электроустановками. ... реанимационные мероприятия. Реанимационные мероприятия - комплекс мер по восстановлению жизнеспособности организма. ...
Them of the given degree project is the designing of a system of power supply of a plant of heavy engineering.
1. Исходные данные на проектирование
1) Генеральный план завода приведен на рис. 1.
2) Мощность системы питания 800 МВ·А.
3) Питание предприятия можно осуществлять от подстанций энергосистемы на классах напряжения 220, 110, 35 кВ.
4) Индуктивное сопротивление системы (х С ) принимать 0,3; 0,6; 0,9 о.е. соответственно классам напряжения 220, 110, 35 кВ.
5) Расстояние от источника питания до завода 3 км.
6) Сведения об электрических нагрузках представлены в таблице 1.
2. Описание технологического процесса
Таблица 1. Ведомость электрических нагрузок завода
|
№ на плане |
Наименование цеха |
Установленная мощность, кВт |
Категория |
Окружающая среда |
|
|
1 |
Административный корпус |
100 |
II |
Нормальная |
|
|
2 |
Прядильно-кордная фабрика |
7010 |
II |
Нормальная |
|
|
3 |
Ткацкая фабрика № 1 |
3200 |
II |
Нормальная |
|
|
4 |
Ткацкая фабрика № 2 |
2150 |
II |
Нормальная |
|
|
5 |
Отбельно-красильный корпус отделочной фабрики |
1770 |
II |
Нормальная |
|
|
6 |
Печатно-аппретурный корпус отделочной фабрики |
4600 |
II |
Пожароопасная |
|
|
7 |
Станция водоподготовки |
1100 |
II |
Нормальная |
|
|
8 |
Склад масел |
20 |
III |
Нормальная |
|
|
9 |
Склад реагентов |
15 |
III |
Тяжелая |
|
|
10 |
Склад готовой продукции |
30 |
III |
Тяжелая |
|
|
11 |
Склад вспомогательных материалов |
120 |
III |
Тяжелая |
|
|
12 |
Ремонтно-механический цех |
700 |
II |
Нормальная |
|
|
13 |
Склад хлопка |
20 |
III |
Нормальная |
|
|
14 |
Депо электрокар |
250 |
II |
Нормальная |
|
|
15 |
Блок подсобных цехов |
70 |
II |
Нормальная |
|
|
16 |
Хлопковая база |
30 |
Ш |
Нормальная |
|
|
17 |
Компрессорная |
650 |
II |
Нормальная |
|
|
Компрессорная (6 кВ) |
2800 |
II |
Нормальная |
||
|
18 |
Склад декоративных тканей |
15 |
Ш |
Нормальная |
|
|
19 |
Холодильная станция |
2210 |
II |
Нормальная |
|
|
Холодильная станция (6 кВ) |
6000 |
II |
Нормальная |
||
|
20 |
Насосная |
1380 |
II |
Нормальная |
|
|
21 |
Ремонтно-строительный цех |
120 |
Ш |
Нормальная |
|
|
22 |
Прядильно-ниточная фабрика |
8810 |
II |
Нормальная |
|
|
23 |
Прядильно-гребенная фабрика |
8190 |
II |
Нормальная |
|
|
Освещение цехов и территории комбината |
Определить по площади |
II |
|||
3. Определение расчетных электрических нагрузок
Важным этапом проектирования энергосистемы является определение электрических нагрузок. Зная электрические нагрузки, можно выбрать нужное число и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбрать и проверить токоведущие элементы по условию допустимого нагрева, рассчитать потери и колебания напряжения и выбрать защиты.
Существуют различные методы расчета электронагрузок, которые в свою очередь делятся на: 1) основные; 2) вспомогательные.
К первым относят такие способы как:
1. По установленной мощности и коэффициенту спроса.
2. По средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статический метод).
3. По средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузки.
4. По средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм)
Ко вторым относят такие методы как:
5. По удельному расходу электроэнергии на единицу продукции или заданному объему производства за определенный период времени.
6. По удельной нагрузке на единицу производственной площади.
Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчета.
1. Метод коэффициента спроса
Метод коэффициента спроса наиболее прост и широко распространен. Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность РЦ группы приемников и коэффициенты мощности cos и спроса К С данной группы, определяемые по справочной литературе.
Расчетная нагрузка для однородных по режиму работы приемников определяется по следующим выражениям:
; ; ,
где К С — коэффициент спроса группы приемников.
tg — соответствует cos.
Расчетная нагрузка (цеха, корпуса, предприятия) определяется суммированием расчетных нагрузок отдельных групп приемников, входящих в данный узел с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки.
;
- сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников;
- сумма расчетных реактивных нагрузок отдельных групп приемников.
К Р.Т. — коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников, принимаемый 0,85 — 1,0 в зависимости от места нахождения данного угла в системе электроснабжения предприятия.
2. Статический метод расчета нагрузок
Формирование электрических нагрузок зависит от ряда случайных факторов. Следовательно, числовые значения значений нагрузки также случайны, очень часто эти значения независимы. Поскольку групповая нагрузка представляет собой систему независимых случайных нагрузок отдельных электроприемников, при большом их количестве, групповая нагрузка подчиняется нормальному закону распределения случайных величин.
По статическому методу расчетную нагрузку группы приемников определяют двумя интегральными показателями: средней нагрузкой Р СР и среднеквадратичным отклонением из уравнения:
где — статический коэффициент, зависящий от закона распределения и принятой вероятности превышения графиком нагрузки Р(t) уровня Р Р .
Среднеквадратичное отклонение для группового графика определяют по формуле:
где — Среднеквадратичная мощность.
При введении коэффициента формы
; ,
Значение принимается различным. В теории вероятности используется правило трех сигм
;
— что при нормальном распределении соответствует предельной вероятности 0,9973. Вероятность превышения нагрузки 0,5% соответствует = 2,5, для = 1,65 дана вероятность ошибки 5. В практических расчетах вполне достаточна точность 0,5 тогда
3. Определение расчетной нагрузки по средней сложности и коэффициенту формы
Данный метод может применяться для определения расчетных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ напряжением 10 кВ, когда значения коэффициента формы К Ф находится в пределах 1,0-1,2. Расчетную нагрузку группы приемников определяют из выражений:
; или ,
где
; .
В расчетном методе расчетную нагрузку принимаю равной среднеквадратичной, т.е.:
Для группы приемников с повторно-кратковременным режимом (ПКР) работы применяемое допущение справедливо во всех случаях. также это приемлемо для групп приемников с длительным режимом работы, когда количество приемников в группе достаточно велико и отсутствуют мощные приемники, способные изменить достаточно однородный график групповой нагрузки. Значение коэффициента К Ф достаточно стабильны, если производительность завода или цеха примерно постоянна. Поэтому при проектировании КФ могут быть приняты по опытным данным системы электроснабжения действующего предприятия, аналогичному по технологическому процессу и производительности проектируемому. Средние мощности за наиболее загруженную смену РСР.М ., QСР.М для определения расчетной нагрузки находятся при проектировании любым из способов:
1. По известным установленным мощностям Р У и коэффициентам использования КИ .
где Р ном. — суммарная номинальная мощность группы электроприемников приведенная к ПВ = 100 %.
2. По известному удельному потреблению электроэнергии и производительности магазина или предприятия в производственных единицах.
3. На основе известных средних удельных нагрузок на единицу производственной площади.
4. Метод упорядоченных диаграмм
По этому методу расчетная активная нагрузка электроприемника на всех ступенях питающих и распределительных сетей (включая трансформаторы и преобразователи) определяется по средней мощности и коэффициенту максимума из выражения:
;
Для определения Р Р по методу упорядоченных диаграмм все электроприемники разбиваются на подгруппы с примерно одинаковыми режимами работы (коэффициентами использования КИ коэффициентами мощности cos).
Затем для каждой группы находят сумму номинальных мощностей. При этом, если режим работы электроприемника отличен от длительного, то используем следующую формулу:
где Р пас — паспортная мощность приемника.
ПВ — продолжительность включения электроприемника группы в долях от 1.
Значение К М зависит от КИ данной группы электроприемников и эффективного числа приемников nэф . Эффективное число электроприемников определяется по формуле.
При числе электроприемников в группе 4 и более допускается принимать n эф равным n (действительному значению электроприемников при условии, что отношение номинальной мощности наибольшего электроприемника РНОМ. max к номинальной мощности наименьшего РНОМ. min
При m > 3 и К И 0,2 nэф можно определить по более простой формуле:
Когда найденное эффективное число электроприемников n эф оказывается больше действительного n, следует принимать nэф = n; На практике бывает, когда n<5, тогда nэф , КМ не определяются и
- при n = 1 расчетная нагрузка подгруппы равна номинальной, т.е. Р Н = РИ —
- при n = 2 — 5 расчетная нагрузка рассчитывается по коэффициенту нагрузки если К З у всех одинаков или если КЗ различны.
Практика расчетов показала, что более точно К М можно найти по формуле:
где К Ф — коэффициент формы графика нагрузки; А,В — коэффициенты, учитывающие нагрев проводников. Коэффициент КФ рассчитывается по формуле:
;
Коэффициенты А и В принимаются равными
при К Ф 1,1 А = 4,1 В = 3,1
при К Ф > 1,1 А = 2,8 В = 1,67
расчетную реактивную нагрузку по этому принимают равной:
при К Ф 10 QР = 1,1QСР.М
при К Ф > 10 QР = QСР.М
или Q Р = РР tg
5. Метод удельного расхода электроэнергии на единицу продукции
Для некоторых приемников энергии характерны постоянные или слегка изменяющиеся кривые нагрузки. К таким электроприемникам относятся электроприводы для вентиляторов, насосов, нагнетателей, преобразователей, электролизных установок, печей сопротивления, электроприемников для бумажной и химической промышленности, системы транспортировки потока и многое другое.
Коэффициенты переключения этих приемников равны 1, и коэффициенты нагрузки меняются мало.
Для электроприемников с неизменной или мало изменяющейся во времени нагрузкой, расчетная нагрузка совпадает со средней, за наиболее загруженную смену и может быть определена по удельному расходу электрической энергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска за определенный период времени:
где Э уд — удельный расход электроэнергии на единицу продукции, кВтч.
N СМ — количество продукции, выпускаемой за смену (производительность установки за смену).
Т СМ — продолжительность наиболее загруженной смены, ч.
При наличии данных об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции в натуральном выражении Э уд при годовом объеме выпускаемой продукции Nгод цеха (предприятия в целом) расчетную нагрузку определяют по формуле:
где Т max .ц — число часов использования максимума активной нагрузки цеха (принимается по отраслевым инструкциям и справочным данным).
Если известны данные об удельных расходах электроэнергии по отдельным технологическим агрегатам Э уд. i , то расчетную нагрузку определяют по формулам:
- для цеха: ;
для завода в целом:
где Р Р.О.Ц. и РР.О.З. — расчетные нагрузки за наиболее загруженную смену соответственно общецеховых и общезаводских электроприемников. Nэд. i — производительность отдельных агрегатов. Эуд. i — расход электроэнергии по отдельным агрегатам.
6. Метод удельной нагрузки на единицу произведенной площади
Расчетная нагрузка группы электроприемников по удельной мощности определяется по формуле:
где Р уд — удельная расчетная мощность на 1 м2 производственной мощности, кВт/м2 . F — площадь размещения группы приемников, м2 .
Удельную нагрузку определяют по статистическим данным. Её значение зависит от рода производства, площади цеха, обслуживаемой магистральным шинопроводом и изменяется в пределах 0,06 — 0,6 кВт/м 2 .
Метод удельной нагрузки на единицу производственной мощности применяется при проектировании универсальных машиностроительных сетей, для которых характерно большое количество электроприемников малой и средней мощности, равномерно распределенных по площади цеха. Универсальные сетки изготавливаются из стержней ствола и укладываются с учетом возможных перемещений технологического оборудования.
Из анализа рассмотренных различных методов определения расчетных нагрузок можно сделать следующие выводы:
1. Для определения расчетных нагрузок отдельных групп электроприемников и узлов напряжением до 1 кВ в сетях магазинов необходимо использовать метод упорядоченных диаграмм показателей графа нагрузки.
2. Для определения расчетных нагрузок на высших ступенях системы электроснабжения (начиная с цеховых шинопроводов и шин цеховых ТП и кончая линиями, питающими предприятие) следует использовать методы расчета, основанные на использовании средней мощности и коэффициентов К М и КФ .
При ориентировочных расчетах на высших ступенях системы электроснабжения возможно применение методов расчета по установленной мощности и К С . Из всех вышеперечисленных методов расчета электрических нагрузок предпочтительным является метод коэффициента потребности. Погрешность при расчете данным способом составляет 5-10%. Такая погрешность допустима при проектировании. Поэтому расчет электрических нагрузок в этом проекте будет производиться методом коэффициента спроса.
Метод коэффициента спроса
Установленные мощности магазинов, указанные в задании на проект, позволяют применять метод коэффициента спроса для расчета их загрузки. Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов СЭС сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных трансформаторов и т.д., определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всего завода в целом. Рассмотрим определение расчетной нагрузки этим методом на примере прядильной фабрики.
где — расчетный максимум цеха без учета освещения. К С — коэффициент спроса по фабрике согласно [3].
кВт
кВар
необходимо учитывать загруженность искусственным освещением цехов и территории завода. Эта нагрузка определяется по удельной плотности освещения согласно [1] по выражению:
где F — освещаемая площадь, м 2 , — удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м2 . КСО — коэффициент спроса осветительной нагрузки согласно.
кВт.
где tg — коэффициент мощности осветительной нагрузки.
кВар.
В качестве источников света используем люминесцентные лампы с cos = 0,9 (tg = 0,48).
Полная нагрузка цеха напряжением до 1 кВ складывается из силовой и осветительной нагрузок.
кВт
кВар
Результаты расчета остальных цехов сведены в табл. 2. У потребителей напряжением 6 кВ отсутствует осветительная нагрузка. Определим мощность осветительной нагрузки территории предприятия. Площадь территории F =521424,72 м 2 ,освещаемая территория Fтер.ос. =376040 м2 , удельная плотность освещения тер = 1 Вт/м2 . Коэффициент спроса КСО тер = 1 по (2.1.3.) и (2.1.4.)
кВт
кВар
Нагрузка напряжением до 1 кВ, без потерь в трансформаторaх.
кВА
Для дальнейшего расчета максимальной нагрузки по заводу в целом необходимо учесть коэффициент разновременности максимума К РМ = 0,925, а также потери в цеховых трансформаторах, линиях, распределительной и др. элементах. Однако эти элементы еще не выбраны, поэтому потери в трансформаторах цеховых подстанций Р и Q учитывают приближенно по суммарным значениям нагрузок напряжением до 1 кВ.
кВт
кВар
Суммарная активная нагрузка напряжением свыше 1000 В.
кВт
Потребителями напряжения 6 кВ в компрессорной и насосной в основном являются синхронные двигатели. Их cos равен 1, поэтому реактивная мощность при напряжении выше 1000 В равна нулю.
кВар
Активная мощность предприятия
кВт
Реактивная мощность предприятия без учета компенсации.
кВар.
Таблица 2. Расчетные максимумы цехов
|
Наименование цеха |
P’m |
Q’m |
F |
у |
К со |
tgf о |
Р о |
Q о |
Р ? |
Q ? |
S ? |
ДРт |
ДQт |
Р м |
Q м |
S м |
|
|
Административный корпус |
50 |
24,216 |
2285,28 |
5,14 |
0,85 |
0,48 |
9,984 |
4,792 |
59,98 |
29,009 |
66,63 |
1,333 |
6,66 |
61,31 |
35,67 |
70,9383 |
|
|
Прядильно-кордная фабрика |
4907 |
3680,3 |
7379,55 |
4,68 |
0,9 |
0,48 |
31,08 |
14,92 |
4938 |
3695,2 |
6168 |
123,4 |
617 |
5061, |
4312 |
6649,122 |
|
|
Ткацкая фабрика № 1 |
2720 |
2393,6 |
16092,2 |
5 |
0,9 |
0,48 |
72,41 |
34,75 |
2792 |
2428,4 |
3701 |
74,01 |
370 |
2866, |
2798 |
4005,94 |
|
|
Ткацкая фабрика № 2 |
1827,5 |
1611,7 |
17940 |
5 |
0,9 |
0,48 |
80,73 |
38,75 |
1908 |
1650,5 |
2523 |
50,46 |
252 |
1959 |
1903 |
2730,736 |
|
|
Отбельно-красильный корпус отделочной фабрики |
1327,5 |
1170,7 |
5998,86 |
2,34 |
0,8 |
0,48 |
11,23 |
5,390 |
1339 |
1176,1 |
1782 |
35,64 |
178 |
1374 |
1354 |
1929,537 |
|
|
Печатно-аппретурный корпус отделочной фабрики |
3220 |
3285,1 |
7498,58 |
2 |
0,8 |
0,48 |
12 |
5,758 |
3232 |
3290,8 |
4613 |
92,25 |
461 |
3324 |
3752 |
5012,847 |
|
|
Станция водоподготовки |
825 |
727,58 |
6299,7 |
3,08 |
0,8 |
0,48 |
15,52 |
7,450 |
840,5 |
735,03 |
1117 |
22,33 |
112 |
862,8 |
846,7 |
1208,884 |
|
|
Склад масел |
10 |
4,8432 |
476,1 |
2,41 |
0,85 |
0,48 |
0,975 |
0,468 |
10,98 |
5,3114 |
12,19 |
0,244 |
1,22 |
11,22 |
6,531 |
12,98148 |
|
|
Склад реагентов |
7,5 |
3,6324 |
380,88 |
2,41 |
0,85 |
0,48 |
0,78 |
0,374 |
8,28 |
4,0069 |
9,199 |
0,184 |
0,92 |
8,464 |
4,927 |
9,793684 |
|
|
Склад готовой продукции |
15 |
11,25 |
903,9 |
2,18 |
0,85 |
0,48 |
1,675 |
0,804 |
16,67 |
12,054 |
20,58 |
0,412 |
2,06 |
17,08 |
14,11 |
22,160 |
|
|
Склад вспомогательных материалов |
60 |
45 |
1897,5 |
2,18 |
0,85 |
0,48 |
3,516 |
1,687 |
63,52 |
46,688 |
78,83 |
1,577 |
7,88 |
65,09 |
54,57 |
84,941 |
|
|
Ремонтно-механический цех |
280 |
373,33 |
3427,92 |
3,4 |
0,9 |
0,48 |
10,49 |
5,034 |
290,5 |
378,37 |
477 |
9,54 |
47,7 |
300,0 |
426,1 |
521,10 |
|
|
Склад хлопка |
10 |
4,8432 |
1897,5 |
2,41 |
0,85 |
0,48 |
3,887 |
1,865 |
13,89 |
6,709 |
15,42 |
0,308 |
1,54 |
14,19 |
8,251 |
16,419 |
|
|
Депо электрокар |
150 |
153,03 |
856,98 |
3,68 |
0,8 |
0,48 |
2,523 |
1,211 |
152,5 |
154,24 |
216,9 |
4,338 |
21,7 |
156,8 |
175,9 |
235,70 |
|
|
Блок подсобных цехов |
42 |
42,849 |
1737,8 |
3,68 |
0,8 |
0,48 |
5,116 |
2,455 |
47,12 |
45,304 |
65,36 |
1,307 |
6,54 |
48,42 |
51,84 |
70,938 |
|
|
Хлопковая база |
15 |
9,2962 |
1928,21 |
2,25 |
0,9 |
0,48 |
3,905 |
1,874 |
18,9 |
11,17 |
21,96 |
0,439 |
2,2 |
19,34 |
13,37 |
23,51249 |
|
|
Компрессорная |
552,5 |
414,38 |
1856,79 |
2,34 |
0,8 |
0,48 |
3,476 |
1,668 |
556 |
416,04 |
694,4 |
13,89 |
69,4 |
569,8 |
485,5 |
748,62 |
|
|
Склад декоративных тканей |
7,5 |
3,6324 |
848,7 |
2,18 |
0,85 |
0,48 |
1,573 |
0,754 |
9,073 |
4,3873 |
10,08 |
0,202 |
1,01 |
9,274 |
5,395 |
10,729 |
|
|
Холодильная станция |
1657,5 |
1243,1 |
2880,41 |
2,34 |
0,9 |
0,48 |
6,066 |
2,911 |
1664 |
1246 |
2078 |
41,57 |
208 |
1705 |
1454 |
2240,8 |
|
|
Насосная |
1173 |
879,75 |
1285,47 |
3,08 |
0,8 |
0,48 |
3,167 |
1,520 |
1176 |
881,27 |
1470 |
29,39 |
147 |
1205 |
1028 |
1584,5 |
|
|
Ремонтно-строительный цех |
48 |
64 |
9331,56 |
3,4 |
0,9 |
0,48 |
28,55 |
13,70 |
76,55 |
77,706 |
109,1 |
2,182 |
10,9 |
78,73 |
88,61 |
118,54 |
|
|
Прядильно-ниточная фабрика |
7488,5 |
5616,4 |
5903,64 |
5 |
0,9 |
0,48 |
26,57 |
12,75 |
7515 |
5629,1 |
9390 |
187,8 |
939 |
7702, |
6568 |
10123 |
|
|
Прядильно-гребенная фабрика |
6961,5 |
6139,5 |
48562,2 |
5 |
0,9 |
0,48 |
218,5 |
104,8 |
7180 |
6244,4 |
9516 |
190,3 |
952 |
7370 |
7196 |
10300,63 |
|
|
Приемники 6 кВ |
P’m |
Q’m |
|||||||||||||||
|
Компрессорная (6 кВ) |
1120 |
0 |
|||||||||||||||
|
Холодильная станция (6 кВ) |
3000 |
0 |
|||||||||||||||
|
t, ч |
% |
S i , кВА |
S i 2 |
Si>Sтр |
t перегрузки |
|
|
1 |
35 |
17424,8 |
303621986,5 |
0 |
0 |
|
|
2 |
32 |
15931,2 |
253803195,3 |
0 |
0 |
|
|
3 |
35 |
17424,8 |
303621986,5 |
0 |
0 |
|
|
4 |
35 |
17424,8 |
303621986,5 |
0 |
0 |
|
|
5 |
31 |
15433,4 |
238188350,2 |
0 |
0 |
|
|
6 |
25 |
12446,3 |
154909176,8 |
0 |
0 |
|
|
7 |
55 |
27381,8 |
749760415,7 |
0 |
0 |
|
|
8 |
80 |
39828 |
1586269970 |
0 |
0 |
|
|
9 |
95 |
47295,8 |
2236888513 |
47295,756 |
1 |
|
|
10 |
100 |
49785 |
2478546829 |
49785,006 |
2 |
|
|
11 |
90 |
44806,5 |
2007622931 |
44806,505 |
3 |
|
|
12 |
87 |
43313 |
1876012095 |
43312,955 |
4 |
|
|
13 |
92 |
45802,2 |
2097842036 |
45802,206 |
5 |
|
|
14 |
96 |
47793,6 |
2284228757 |
47793,606 |
6 |
|
|
15 |
93 |
46300,1 |
2143695152 |
46300,056 |
7 |
|
|
16 |
85 |
42317,3 |
1790750084 |
42317,255 |
8 |
|
|
17 |
90 |
44806,5 |
2007622931 |
44806,505 |
9 |
|
|
18 |
92 |
45802,2 |
2097842036 |
45802,206 |
10 |
|
|
19 |
90 |
44806,5 |
2007622931 |
44806,505 |
11 |
|
|
20 |
93 |
46300,1 |
2143695152 |
46300,056 |
12 |
|
|
21 |
93 |
46300,1 |
2143695152 |
46300,056 |
13 |
|
|
22 |
86 |
42815,1 |
1833133234 |
42815,105 |
14 |
|
|
23 |
86 |
34849,5 |
1214487946 |
0 |
14 |
|
|
24 |
35 |
17424,8 |
303621986,5 |
0 |
14 |
|
|
№ |
кВт |
кВт |
мм |
мм |
r i |
б |
Р М i Хi |
Р М i Хi |
Х 0 |
Y 0 |
|
|
1 |
9,98 |
61,317 |
86 |
75 |
4,4179 |
58,62 |
5273,26189 |
4598,77491 |
81,997 |
46,63 |
|
|
2 |
31,08 |
5061,4 |
90 |
53 |
40,139 |
2,211 |
455529,069 |
268256,007 |
|||
|
3 |
72,41 |
2866,4 |
110 |
60 |
30,206 |
9,095 |
315306,969 |
171985,62 |
|||
|
4 |
80,73 |
1958,7 |
110 |
46 |
24,969 |
14,84 |
215455,818 |
90099,7055 |
|||
|
5 |
11,23 |
1374,4 |
130 |
53 |
20,916 |
2,942 |
178668,059 |
72841,5933 |
|||
|
6 |
11,99 |
3324,2 |
141 |
53 |
32,529 |
1,299 |
468718,966 |
176185,143 |
|||
|
7 |
15,52 |
862,85 |
115 |
18 |
16,573 |
6,476 |
99228,2167 |
15531,3731 |
|||
|
8 |
0,97 |
11,219 |
140 |
21 |
1,8898 |
31,3 |
1570,68093 |
235,602139 |
|||
|
9 |
0,78 |
8,4642 |
140 |
28 |
1,6414 |
33,18 |
1184,98918 |
236,997837 |
|||
|
10 |
1,67 |
17,086 |
127 |
27 |
2,3321 |
35,29 |
2169,97746 |
461,333792 |
|||
|
12 |
3,51 |
65,093 |
112 |
28 |
4,5519 |
19,45 |
7290,37683 |
1822,59421 |
|||
|
13 |
10,48 |
300,03 |
92 |
11 |
9,7725 |
12,59 |
27602,7421 |
3300,32786 |
|||
|
14 |
3,89 |
14,195 |
85 |
38 |
2,1257 |
98,58 |
1206,61606 |
539,428357 |
|||
|
15 |
2,52 |
156,86 |
80 |
21 |
7,0662 |
5,79 |
12548,9059 |
3294,08779 |
|||
|
16 |
5,11 |
48,423 |
76 |
9 |
3,926 |
38,04 |
3680,17504 |
435,810202 |
|||
|
17 |
3,9 |
19,344 |
51 |
7 |
2,4814 |
72,67 |
986,53272 |
135,406452 |
|||
|
18 |
3,47 |
569,86 |
66 |
27 |
13,468 |
2,196 |
37611,0276 |
15386,3295 |
|||
|
19 |
1,57 |
9,2742 |
49 |
28 |
1,7182 |
61,05 |
454,43561 |
259,677492 |
|||
|
20 |
6,06 |
1705,1 |
59 |
5 |
23,297 |
1,281 |
100603,003 |
8525,6782 |
|||
|
21 |
3,17 |
1205,6 |
7 |
8 |
19,589 |
0,946 |
8438,92927 |
9644,49059 |
|||
|
22 |
28,55 |
78,736 |
16 |
31 |
5,0062 |
130,6 |
1259,77938 |
2440,82254 |
|||
|
23 |
26,57 |
7702,9 |
71 |
52 |
49,517 |
1,242 |
546902,847 |
400548,564 |
|||
6.1 Выбор рационального напряжения
При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора питающего напряжения и распределения электроэнергии.
Для определения приближенного значения рационального напряжения в проектной практике обычно используют следующие выражения:
(6.1.1)
где — значение расчетной нагрузки завода, МВт; l — расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.
Для рассматриваемого предприятия они будут равны:
Далее, намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше , а другое больше ) и на основе ТЭР окончательно выбирают напряжение питания предприятия.
Варианты стандартных значений напряжения: 35 кВ и 110 кВ.
Поскольку под рациональным напряжением понимается такое значение стандартного напряжения, при котором конструкция и работа СЭС имеет минимальное значение приведенных затрат, то определяются уменьшенные затраты для каждого из вариантов.
Согласно методике, изложенной в главе 1.1, приведенные затраты определяются по выражению (1.1.1), руб/год,
(6.1.2)
Ущерб народному хозяйству от перебоев в электроснабжении Y будет определен позже, после расчета надежности цепей электроснабжения. Для выбора рационального напряжения необходимо лишь определить капитальные вложения в строительство и стоимость потерь энергии.
Отчисления от капитальных вложений определяются по выражению, руб/год
(6.1.4)
Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным Е Н = 0,15 о.е./год.
Для воздушных линий 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах суммарные издержки на амортизацию и обслуживание равны [8].
Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ [8].
Сравнение производят для следующей схемы:
Рис.4. Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения
Капитальные затраты K, необходимые для передачи энергии от источников энергии к получателям электроэнергии, зависят от передаваемой мощности S, расстояния l между источником энергии и местом потребления или распределения.
Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения выражают формулой:
(6.1.4)
где К Л — капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; ; КЛ0 — стоимость сооружения 1 км линий; l — длина линии; КОБ — капитальные затраты на приобретение оборудования (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников, силовых трансформаторов и т. п.).
Определяют сначала капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ.
Находят К Л110 . Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 110 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производится исходя из подачи энергии на предприятие по одной линии при повреждении или отключении другой.
1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах:
(6.1.5)
(6.1.6)
2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока:
Для текстильного комбината: Т ма = 6200-8000 ч., Тмр = 6220ч. [10].
Следовательно j эк = 1 А/мм2 [9].
(6.1.7)
По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-120/19. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию I пар ? Iд , по потерям напряжения U и потерям на коронный разряд.
3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева:
По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 120/19 мм 2 равен 390 А, следовательно Iпар = 261,6 А < Iд = 390 А. Сечение по данному условию подходит.
4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:
(6.1.8)
(6.1.9)
(6.1.10)
Удельные сопротивления для провода АС-120/19 равны r 0 = 0,249 Ом/км и xо = 0,427 Ом/км [18].
По формуле (6.1.8):
5. Из-за условий коронного разряда и уровня радиопомех можно использовать провод такого сечения. Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-120/19 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8].
Учитывая, что длина линии , получают Стоимость сооружения аналогичной линии в современных условиях (ценах 2002г.) составляет [Приложение 3].
Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле:
(6.1.17)
Затем определяют К В110 . На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может производиться только по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-110Б-40/2000У1 [6].
().
Его стоимость равна
Определяют коэффициент пересчета на примере воздушного выключателя с электромагнитным приводом ВВЭ-10-20/1600У3. В 1984 году он стоил [6], а в 2002 году: [Приложение 17].
Отсюда, по формуле (1.1.6):
(6.1.18)
Следовательно, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 по формуле (1.1.7), составляет:
(6.1.19)
Определяют К Р110 . Выбор разъединителей также производится по номинальному напряжению и току: как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) [20].
().
Его стоимость равна
Определяют коэффициент пересчета на примере разъединителя внутренней установки фигурного с заземляющими ножами РВФЗ-10/1000.
Так, выбранный разъединитель с приводом РВФЗ-10/1000 в 1984 году стоил [20], а в 2002 году: [Приложение 13]. Отсюда, по формуле (1.1.6):
Следовательно, современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) по формуле (1.1.7), равна:
Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ К ОБ110 , определяются по формуле:
(2.9.15)
Далее определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ.
Находят К Л35 . Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 35 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производится исходя из подачи энергии на предприятие по одной линии при повреждении или отключении другой.
1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (6.1.5) и (6.1.6):
2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.
Для текстильного комбината: Т ма = 6200-8000 ч., Тмр = 6220 ч. [10].
Следовательно j эк = 1 А/мм2 [9].
Отсюда, по формуле (6.1.7):
По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-300/39 (по условиям короны).
Уже на этом этапе расчета можно сделать вывод, что использовать ВЛ 35 кВ невыгодно, так как на практике провод такого сечения никогда не используется на определенное напряжение. Но для продолжения рассмотрения примера ТЭР, принимают допустимую перегрузку линии в аварийном режиме равной 1,45 [19].
Тогда сечение линии должно соответствовать пропускаемой мощности S n :
(6.1.20)
1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.4) и (2.9.5):
;
2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.
Как известно, для механического завода местной промышленности: Т ма = 6200-8000 ч., Тмр = 6220ч. [10].
Следовательно j эк = 1 А/мм2 [9].
Отсюда, по формуле (6.1.7):
По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-150/24 (по условиям короны).
3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева.
По ПУЭ [9] допустимый предельный ток для провода на 35 кВ сечением 150/24 мм 2 равен 450 А, следовательно Iпар = 567 А > Iд = 450 А. Сечение по данному условию не подходит.
4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (6.1.8), (6.1.9) и (6.1.10):
Удельные сопротивления для провода АС-150/24 равны r 0 = 0,198 Ом/км и xо = 0,406 Ом/км [18].
По формуле (2.9.7):
5. Из-за условий коронного разряда и уровня радиопомех можно использовать провод такого сечения.
Стоимость ВЛЭП 35 кВ с проводами марки АС-150/24 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8].
С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-35/1000У1 по формуле (6.1.18), равна:
Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ К ОБ35 по формуле (6.1.15), равны:
Далее переходят к нахождению стоимости потерь энергии. Стоимость потерь энергии для линии и для оборудования (трансформатора) рассчитывается отдельно.
Стоимость потерь энергии для линий определяется по выражению, руб/год,
(6.1.21)
здесь I — максимальный ток в линии, А. Для простоты потери энергии будем определять без учета годового увеличения нагрузки. Для линии 35 кВ , а для линии 110 кВ — .
R —активное сопротивление линий, Ом. Для линии 35 кВ , для линии 110 кВ .
- время максимальных потерь, ч/год [определяется по заданному числу часов использования максимума Т макс . Для текстильного комбината , как уже отмечалось ранее, [10].
Используя указанную зависимость для любых значений находят, что .
с Э — стоимость 1 кВтч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВтч).
Величина сЭ в общем случае зависит от .
Согласно основным методическим положениям технико-экономических расчетов в энергетике, стоимость потерь энергии в терминах затрат на закрытие принимается равной средней стоимости электроэнергии в системе электроснабжения, подаваемой автобусами новой конденсационные установки.
На современном этапе принимают .
Итак, стоимость потерь энергии для линии 35 кВ по формуле (6.1.21):
Стоимость потерь энергии для линии 110 кВ по формуле (6.1.21):
Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению, руб/год,
(6.1.22)
здесь n — число трансформаторов в группе. В данном случае для обоих вариантов напряжения n = 2.
P X и PK — номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-32000/35: PХ = 29 кВт; PК = 145 кВт; для ТРДН-40000/110: PХ = 34 кВт; PК = 170 кВт.
c Эх и cЭк — стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимают cЭх = cЭк = 50 коп./кВтч.
Т — время работы трансформаторов, ч/год (при его работе круглый год Т = 8760 ч).
В рассматриваемом случае, .
S n — фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВА.
Итак, стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДНС-32000/35 по формуле (6.1.22), равна:
Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-40000/110 по формуле (6.1.22), равна:
Таким образом, было найдено все необходимое для расчета приведенных затрат обоих вариантов строительства.
Суммирование производится по элементам системы (линиям, трансформаторам и т. д.).
Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет.
Далее определяют приведенные затраты по элементам с использованием формулы , но без учета ущерба:
- приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 35 кВ:
(6.1.23)
- приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ:
- приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 35 кВ:
- приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 110 кВ:
В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 35 кВ, равны:
(6.1.24)
В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны:
(6.1.25)
Таким образом, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ больше, чем на 110 кВ . В таких случаях, с учетом всех допущений (введение коэффициента перегрузки К = 1,45 и выбор трансформатора ТРДНС — для собственных нужд электростанций) для варианта на напряжение 35 кВ, за рациональное напряжение питания выбирают более высокое напряжение. То есть, для рассмотренного случая, им будет являться напряжение 110 кВ.
6.2 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности
Желательно, чтобы электрические схемы на стороне высокого напряжения подстанций были как можно более простыми. Учитывая расстояние до системы, уровень надежности потребителей, вид схемы питания и влияние окружающей среды, выбирают следующие две схемы РУ ВН.
а) б)
Рис. 5. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а) — без выключателей на стороне высшего напряжения; б) — с выключателями
Выбор схемы РУ ВН неоднозначен, поскольку с одной стороны установка выключателей на стороне высшего напряжения в связи с дороговизной кажется экономически необоснованной, но с другой стороны применение их в электроснабжении промышленных предприятий приводит к снижению экономических потерь во много раз при авариях и перерывах электроснабжения. Поскольку в схеме с переключателем время восстановления напряжения намного меньше, меньше прерываний технологического процесса, а также предотвращается развитие аварий на технологических установках. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности, т. к. перерывы в электроснабжении могут привести к значительному экономическому ущербу в технологии.
Достоверность изложенного можно подтвердить, рассчитав надежность рассматриваемых схем.
6.3 Расчет надежности
Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 5а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 5б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 5а) является высоковольтный выключатель подстанции системы.
Ремонтная перемычка QS7,QS8 (рис. 5а) и QS5,QS6 (рис. 5б) в нормальном (эксплуатационном) режиме работы не влияет на надежность схемы. Перемычка используется только в периоды ремонта одного из вводов. Поэтому в расчетах надежности она не учитывается.
В соответствии со схемами электроснабжения (рис. 5, а,б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 6, а,б), заменяя элементы схем распределительных устройств блоками и нумеруя их по порядку.
Затем разделяют полученные блок-схемы на логические расчетные схемы (ЛРС) I, II, III и IV для упрощения расчетов.
а) б)
Рис. 6. Блок-схемы расчета надежности
Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 5а).
Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 6.
На стороне низкого напряжения подстанции рациональное напряжение будет определено путем сравнения осуществимости при расчете системы распределения. Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, на данном этапе они ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения для системы распределения.
Таблица 6 — Показатели надежности элементов СЭС
|
№ элемента на расчетной схеме |
Элементы |
а , (1/год) |
Т х 10 -3 , (год) |
р , (1/год) |
р х 10-3 , (год) |
|
|
ИП1, ИП2 |
0 |
— |
— |
— |
||
|
1, 3, 5, 7, 9, 11 |
Разъединитель 110 кВ |
0,008 |
1,712 |
— |
— |
|
|
2, 8 |
Ячейка с воздуш-м выключателем 110 кВ |
0,18 |
1,256 |
0,67 |
2,28 |
|
|
4, 10 |
Воздушная линия электропере- дачи 110 кВ на 1 км длины |
0,011 |
0,913 |
1,00 |
2,28 |
|
|
6, 12 |
Трансформатор силовой 110/6-10 |
0,01 |
20,55 |
1,00 |
2,28 |
|
|
13, 14, 15, 16 |
Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ |
0,035 |
0,26 |
