Проектирование электроснабжения промышленного предприятия

 

5.2. Расчёт  компенсации   реактивной  мощности  для   ГПП (10кВ):

Потери  мощности  в  цеховых  трансформаторах:

ΔР =112,84 (кВт);

ΔQ = 610,80 (кВар);

Нескомпенсированна  реактивная мощность:

 ΣQ_ВН=5784,88(кВар);

Данные взяты из таблицы 8

Q₁₀ =  ΣQ_В-Н + Q_{осв. тер+} ΔQ  =5784,88 +40,472 +610,80 =6395,68кВар.

ΣР _В-Н =6604,48(кВт).

ΣР _м^\= ΣР _В-Н + Р_{осв. тер .}+ ΔР = 6604,48+53,96+112,84 =6763,88(кВт).

 tg φ= Q₁₀ / ΣР _м^\ =6395,68/6763,88=   0,95;

Найдем  мощность компенсирующего устройства, приходящуюся на одну секцию шин:

Q_КУ =6763,88^. (0,95– 0,33) =4161 (кВар); 

Устанавливаем  конденсаторные  батареи:   2 х УК–10–900 У3.

     2 х УК–10–1200 У3.

 

Q_КУ = 2*1200+2*900 =4200 (кВар);

Нескомпенсированная  реактивная  мощность:

Q₁₀ = 6395,68-4200= 2195,68 кВар.

Р₁₀ =6763,88кВт.

Общая  расчётная  нагрузка  завода  с  учётом  коэффициентов  разновремённости  максимумов  нагрузок:

S_м = [(0,9Р_10. ) ²+ (0,9Q₁₀)² ]^1/2,кВ ^.А.,                                                                                          (30)

S_м = [(0,9^. 6763,88) ²+(0,9^. 2195,68)² ]^1/2= 6400,3(кВ ^.А);

Р_м =6087,49кВт.

Q_м = 1976,1(кВар);

Выбор  числа  и  мощности  трансформаторов  ГПП:

S _тр  = S_м / N ^.К_з =6400,3 / (2 ^.0,5) =6400,3 кВ ^.А.

Требуется  установить  два  трансформатора  по 6300 кВ ^.А.

Приближённо  потери  активной  и реактивной  мощности  можно  определить  по  формулам:

ΔР_т =0,02 ^. S _тр  , кВт.                                                                                                    (31)

ΔQ_т =0,1 ^. S  _тр  , кВар.                                                                                                  (32)

ΔР_т =0,02 ^. 6300=126 кВт.

ΔQ_т =0,1 ^. 6300=630 (кВар);

S _м^\_ав=[ (6087,49+126) ² +(1976,1+630)²]^1/2=6737,9 (кВ ^.А);

 

К_З.АВ.^\.=6737,9 / (1 ^.6300) = 1,07<1,4 – условие перегрузки    выполняется .   

К_З^\=6737,9 / (2 ^.6300)=0,53

Результаты  расчётов  сведены  в  таблицу  № 8.

 

 

 

 

 

 

 

 

6.Выбор  схемы   внешнего  электроснабжения  завода.

Согласно  заданию  на  курсовое  проектирование  возможны  три варианта  выполнения:

1. передача на  напряжении  110кв  и  ГПП;
2. передача  на  напряжении  38кв  и  ГПП;

      3.  передача  на  напряжении  10кв  и ГРП.

Целесообразный  вариант  определяется  из  технико  – экономического  сравнения.

1) Вариант І (рис3).

На  ГПП  устанавливаются  трансформаторы  ТДН – 6300/110.

и_к=10,5% ; I_хх =0,9% ; ΔР_хх =10 кВт  ; ΔР_к = 49 кВт.

Нагрузка  трансформаторов  ГПП:

Р_м =6087,49кВт.

Q_м = 1976,1(кВар);

Потери  в  трансформаторах :

ΔР_т = 49 / 2 [ (6087,49 ² +1976,1 ²) /6300²] + 2 ^. 10= 45,29 (кВт);

ΔQ_т= 10,5/ (2 ^.100) ^. [ (6087,49 ² +1976,1 ²) /6300]+ (2 ^.0,9^. 6300)/100 =448,25(кВар);

Потребляемая  ГПП  мощность :

Р_м^\=6132,48кВт

Q_м^\=2424,57кВар

Нагрузка  линий:

S_м^\=6594,7кВ ^.А.

Для  станкостроительных  предприятий ,при  двусменном  режиме  работы , время  использования  максимальной  нагрузки [ 2] :  Т_мах =4500 ч/год., время наибольших  потерь

τ = 2500ч/год.

Экономическая  плотность  тока  для  голых  проводов  при  Т_мах =4500 ч/год для европейской части    ј_эк =1,1А/мм².

Максимальный  рабочий  ток  линии:

I_maxp  = S^\_м/(√3U_н ^.n) , А.                                                                                                     (33)

где  n – число цепей.

I_maxp  =6594,7 /(√3 ^.110 ^.2)=17,32(А)

Экономическое  сечение:

F_эк  = I_maxp /ј_эк  , мм².                                                                                                         (34)

F_эк  =17,32 /1,1=14,43(мм²)

 

По  условию  коронирования   минимальное  сечение  проводов  ВЛ110кВ  70 мм². Используем  провод   АС – 70/11. Проверяем  данное  сечение  по  аварийному  режиму :

I_ав  =6594,7 /(√3 ^.110) = 34,65(А).

Длительно  допустимый  ток  I_доп = 265 А.

I_ав <  I_доп                                                                                                                                                                                   (35)

Сечение  проходит.

Произведем  проверку варианта на потерю напряжения:

ΔU=(P ^.R+Q ^.X)/ U                                                                                                         (36)

ΔU=(6132,48^.0,429^. 4,5/2+2424,57^.0,444^. 4,5/2) ^. 15/ 110= 530,3(В).

ΔU=( 530,3/110000) ^.100=0,48%.

Стоимость  сооружения  линии  на  железобетонных  двухцепных  опорах  с  проводом 

АС – 70/11  для  ІІ  района  по  гололёду [ 3]:

 К_удел = 17,8  тыс. руб. /км .

Поправочный  коэффициент  к  стоимости  сооружения ВЛ 110 кВ  на  железобетонных  опорах, проходящей  в условиях  промышленной  застройки [ 3]:

k^вл_п =1,7

Капитальные  вложения  в  сооружение  ВЛ 110 кВ:

К¹¹⁰_ВЛ = k^вл_п ^. К_удел ^.l , тыс. руб.                                                                                 (37)

 

К¹¹⁰_ВЛ = 1,7 ^. 17,8 ^.15 = 453,9  (тыс. руб.)

Стоимость  ячейки  ОРУ с  разъединителями составляет  16,2  тыс. руб.

 Капитальные  вложения  в  сооружение  ОРУ:

К¹¹⁰_ОРУ = 2 ^. 16,2 = 32,4 тыс. руб.

К¹¹⁰_пост.- постоянная  часть затрат.

К¹¹⁰_пост = 65 тыс. руб. [ 3]  для п/с 110/10 кВ.

Стоимость  трансформаторов  марки  ТДН – 16000/110  составляет  42 тыс. руб.

К¹¹⁰_тр =2 ^.28,7= 57,4 тыс.руб.

Капитальные  вложения  в сооружение   линии  и  сооружения  ГПП :

К¹¹⁰ = К¹¹⁰_ВЛ + К¹¹⁰_ОРУ + К¹¹⁰_пост + К¹¹⁰_тр , тыс. руб.                                                   (38)

К¹¹⁰ = 453,9  + 32,4 + 65 + 57,4=609 (тыс. руб.)

Ежегодные  эксплутационные  издержки:

И = Р_{а ВЛ} К¹¹⁰_ВЛ + Р_{а ГПП} (К¹¹⁰_ОРУ + К¹¹⁰_пост + К¹¹⁰_тр ) + С₀ ^. ΔЭ , тыс. руб./год         (39)

где  Р_аВЛ , Р_{а ГПП} – амортизационные отчисления.

Р_аВЛ = 2,4%   [ 3]  ;

Р_{а ГПП} = 6,4% [ 3]  .

ΔЭ – потери  электроэнергии   в  ВЛ и трансформаторах  ГПП,кВт ^.ч.

Потери  электроэнергии  в  воздушных  линиях :

ΔЭ_ВЛ =( S_м^\2/ U_Н²) ^. [ (R₀ ^. l )/ n] ^. τ ^. 10 ^-3,кВт ^.ч/год.                                                       (40)

где  R₀ – удельное  активное сопротивление линии (для АС – 70/11   R₀ =0,43 ом/км).

ΔЭ_ВЛ = (6594,7 ²/ 110²) ^. [ (0,43 ^. 15)/ 2] ^. 2500 ^. 10 ^-3=23245,57 (кВт ^.ч/год)

Потери  электроэнергии  в  трансформаторах:

ΔЭ_ТР = n ^. ΔР_хх ^.Т + 1/ n ^. ΔР_к ^. К_з^{2 .} τ , кВт ^.ч/год.                                                            (41)

ΔЭ_ТР =2 ^.8760 ^.10 + 0,5 ^.49 ^.0,53^{2 .}2500 =194408 (кВт ^.ч/год).

Суммарные  потери :

ΔЭ = 23245,57 +194408 =217653,57 (кВт ^.ч/год).

Стоимость  1 кВт ^.ч  электроэнергии , согласно  заданию  на  курсовое  проектирование,  С₀ =1,5коп.

Эксплутационные  издержки :

И = 0,024 ^. 453,9  + 0,064 (32,4 + 65 + 57,4) + 0,018 ^. 217653,57^.10^-3 =23,44 (тыс. руб./год)

Приведённые  затраты:

З =Е_Н ^.К  +  И , тыс. руб./год                                                                                              (42)

З₁₁₀ =0,12 ^. 609 +  23,44=96,5 (тыс. руб./год)

2)Вариант   ІІ (  схема  аналогична  рис.3)

На  ГПП  установлен  трансформатор ТДН  6300/35.

и_к=7,5% ; I_хх =0,9% ; ΔР_хх =8кВт  ; ΔР_к = 46,5кВт.

Потери  в  трансформаторах :

ΔР_т = 46,5 / 2 [ (6087,49 ² +1976,1 ²) /6300²] + 2 ^. 8= 40(кВт);

ΔQ_т= 7,5/ (2 ^.100) ^. [ (6087,49 ² +1976,1 ²) /6300]+ (2 ^.0,9^. 6300)/100 =  395,2 (кВар);

Потребляемая  ГПП  мощность :

Р_м^\=6127,49кВт.

Q_м^\=2327,04кВар

Нагрузка  линий:

S_м^\=6554,5кВ ^.А.

Максимальный  рабочий  ток  линии:

I_maxp  =6554,5/(√3 ^.35 ^.2)=54,12(А)

Экономическое  сечение:

F_эк  =54,12 /1,1=45,1мм²

По  условию  коронирования   минимальное  сечение  проводов  ВЛ35кВ  70 мм². Используем  провод   АС – 70/11. Проверяем данное  сечение по  аварийному  режиму :

I_ав  =6554,5 /(√3 ^.35)= 108,249(А).

Длительно  допустимый  ток  I_доп = 265 А.

I_ав <  I_доп

Сечение  проходит.

ΔU=(P ^.R+Q ^.X)/ U

ΔU=(6132,48^.0,429^. 4,5/2+2424,57^.0,444^. 4,5/2) ^. 15/ 35= 1210 (В).

ΔU=( 1210/35000) ^.100= 3,46%.

Стоимость  сооружения  линии  на  железобетонных  двухцепных опорах  с проводом 

АС –  70/11  для ІІ  района  по  гололёду [ 3]:

 К_удел = 16,7  тыс. руб. /км .

 k^вл_п =1,7

Капитальные  вложения  в  сооружение  ВЛ 35кВ:

 К³⁵_ВЛ = 1,7 ^. 16,7 ^.15 = 425,85 (тыс. руб.)

Стоимость  ячейки  ОРУ с  разъединителями  составляет  6,2 тыс. руб. Поправочный коэффициент k_п = 1.

Капитальные  вложения  в  сооружение  ОРУ:

К³⁵_ОРУ = 2 ^. 6,2 = 12,4тыс. руб.

Постоянная  часть  затрат  [ 3]  :

К³⁵_пост =20 тыс. руб.    

Стоимость  трансформаторов  марки  ТД – 16000/35  составляет  13,6 тыс. руб.

К³⁵_тр = 2 ^.8,55 = 17,1 тыс.руб.

Капитальные  вложения    :

 К³⁵ = 485,25 + 12,4+ 20+ 17,1 =535тыс. руб.

Амортизационные  отчисления:

Р_аВЛ = 2,4%   [ 3]  ;

Р_{а ГПП} = 6,4% [ 3]  .

 ΔЭ_ВЛ = (6554,5 ²/ 35²) ^. [ (0,429 ^. 15)/ 2] ^. 2500 ^. 10 ^-3=224284,19 (кВт ^.ч/год)

Потери  электроэнергии  в  трансформаторах:

ΔЭ_ТР =2 ^.8760 ^. 8 +0,5^. 46,5 ^.0,53^{2 .}2500 =158388 (кВт ^.ч/год).

Суммарные  потери :

ΔЭ = 158388+224284,19 =382672,19 (кВт ^.ч/год).

Эксплутационные  издержки :

И = 0,024 ^. 425,85+ 0,064 (12,4+ 20+ 17,1) + 0,0195 ^. 158388^.10^-3 =15,0(тыс. руб./год)

Приведённые  затраты:

 З₃₅ =0,12 ^. 535+  15,0 =63,62(тыс. руб./год)

3)Вариант  ІІІ

I_maxp  =6400,3 /(√3 ^.10^.2)= 184,95 (А).

Экономическая  плотность  тока  для  КЛ – 10кВ  ј_эк =1,4А/мм².

F_эк  =184,95 /1,4=135,125(мм²)

I_ав  =6400,3 /(√3 ^.10)= 369,95 (А).

Для прокладки линии электропередач посредством воздушной линии  максимальное сечение провода на 10 кВ – 120 мм^{2  (}I_доп = 375 А); посредством кабельной линии максимальное сечение жилы на 10 кВ – 240 мм^{2 (}I_доп = 355 А) следовательно выполнение линии на напряжении 10 кВ технически затруднено по причине отсутствия необходимого сечения проводника.

З₁₁₅= 96,5 тыс. руб./год

З_37,5 = 63,62 тыс. руб./год

Для электроснабжения завода принимаем  воздушную линию на 35 кВ с проводом АС- 70/16.

Они  различаются  на 34% , следовательно экономически  целесообразно использование ІІ-го варианта  схемы выполнения  электроснабжения  завода , когда передача  электроэнергии  осуществляется  на  напряжении  35кВ , а на  ГПП установлены  два  трансформатора марки  ТДН – 6300/38,5. Для электроснабжения завода принимаем воздушную линию на 35 кВ с проводом АС- 70/16.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 7. Выбор схемы внутреннего электроснабжения  завода.

7.1. Расчет электроснабжения оборудования в электроремонтном цехе.

   Провожу  сравнение  двух  вариантов  схем  внутреннего  электроснабжения  радиальную     (рис 4 )  и  смешанную (рис 5 ) , пользуясь  методом  приведённых  затрат. Оборудование , общее  для  двух вариантов  в анализе  не  участвует .

Электрические  схемы  присоединений  ТП  для  двух  вариантов  показаны  на  рис. 6 а,б.  Как  видно  1-й  вариант  имеет  на  10  ячеек   КРУ  К- ХІІ.

Кабельные  линии  выполняются  кабелем  марки  ААБл,  проложенных  в  траншее.

  Экономическая  плотность   тока  для  кабелей  с  бумажной  изоляцией  и  алюминиевыми  жилами  при     Т_мах =4500 ч/год составляет    ј_эк =1,4А/мм². , коэффициент К_п=1.

Общая  норма  амортизационных  отчислений  4,3%  для  кабельных  ЛЭП  с  алюминиевой  оболочкой , проложенных  в  земле  и  6,4%  для  силового   оборудования  и  распределительных  устройств.

Результаты  расчёта  по  кабельным  линиям  сведены  в  таблицу  9.  Допустимые  токи  даются  с  учётом  поправочных  коэффициентов  на  количество  работающих  кабелей, лежащих  рядом  в  земле , при  расстоянии  между  ними  в  свету  30см. Коэффициент  для  двух  кабелей  0,93 , четырёх  8,87 , пяти  0,86 ,  шести  0,85.

Таким  образом  из  таблицы 9 :

К_л¹= 7,718тыс.руб.

К_л²= 6,37588тыс.руб.

Стоимость  ячейки  К- ХІІ  составляет  2,65 тыс.руб.

К_ру¹= 14 ^. 2,65 =37,1тыс.руб.

Эксплутационные  издержки:

Р_{а Кл} = 0,043;

Р_{а п/ст} = 0,064;

С₀ = 0,015 ^.10^-3 тыс. руб.

И¹=0,043 ^. 7,718 +0,064 ^. 37,1 + 0,013 ^. 4564,50187^. 10 ^-3=2,7(тыс. руб./год).

И²=0,043 ^. 6,376+ 0,013 ^. 11561,1435^.10 ^-3= 0,42(тыс. руб./год.)

Приведённые затраты :

З¹= 0,12 ^.(7,718 + 26,5)+ 2,7 = 8,14(тыс. руб./год).

З²= 0,12 ^. 6,376+ 0,42 =1,19 (тыс. руб./год).

Т.к.  З² меньше З¹, то  экономически  целесообразно использование смешанной  схемы внутреннего электроснабжения  предприятия.