Электроснабжение агломерационной фабрики металлургического комбината (стр. 3 из 13)

tgjб - базовый коэффициент реактивной мощности принимаемый для сетей 6-10 кВ присоединенным к шинам п/ст с высшим классом напряжения 110 кВ,равен 0,5.

К - коэффициент учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах, к = 0,8.

Dм - это отношение потребления активной мощности потребителем в квартале maxнагрузок энергосистемы к потреблению в квартале maxнагрузок потребителя, dм = 0,7.

30840,15·0,3 = 21896,51 кВАр; (14)

Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить на предприятии, рассчитываем по выражению:

22285,22-21896,51 = 388,71 кВАр; (15)

При наличии компенсационных устройств полная мощность предприятия будет равна:

37822,90 кВА. (16)

4.3 Определение центра электрических нагрузок

Для определения оптимального местоположения ГПП и цеховых ТП, при проектировании системы электроснабжения, на генеральный план предприятия наносится картограмма нагрузок. Которая представляет собой совокупность окружностей, центр которых совпадает с центром цеха, а площадь соответствует мощности цеха в выбранном масштабе.

Силовые нагрузки до и свыше 1000 В изображаются отдельными окружностями. Осветительная нагрузка изображается в виде сектора круга соответствующего нагрузке до 1000 В.

Радиус круга определяется из выражения:

r_i=

, (18)

где S_i - мощность i-того цеха, кВА;

r_i - радиус окружности, мм;

m - масштаб, кВА/мм².

Угол сектора определяется выражением:

= . (19)

Координаты центра электрических нагрузок определяются по выражениям:

X_{эл. н.} =

; Y_{эл. н}= . (20)

Исходные данные и результаты расчётов сведены в таблицу №6

табл.6

Рис.2 Картограмма предприятия

5. Выбор системы питания предприятия

Система электроснабжения промышленного предприятия условно разделена на две подсистемы - систему питания и систему распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередачи (ЛЭП) и пункт приема электроэнергии (ППЭ).

Считаем, что канализация энергии от ИП до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными ЛЭП соответствующего рационального напряжения.

5.1 Выбор трансформаторов ГПП

Выбор трансформаторов производится по ГОСТ 14209 85, когда по суточному графику нагрузки определяется среднеквадратичная мощность по выражению (8).

S_{ср. кв.} = 39951,86 кВА.

Рассмотрим первый вариант, согласно которого на ПГВ имеется два понижающих трансформатора, мощность каждого из них вычисляется по выражению:

19975,93 кВА.

Согласно справочнику [5], стр.84, предварительно подбираем трансформатор ТРДН-32000/110.

По суточному графику определяем время перегрузки, а по табл.2.99 [6], для соответствующей системы охлаждения (в нашем случае Д) и среднегодовой температуре региона (для Омска +8,4 ⁰С) находим К2доп.

К_2доп = 1,4

t_пер = 8часа

Определяем коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:

1,7 > 1,4.

Требованиям не удовлетворяет. Берем трансформатор мощностью на порядок выше (32000кВА).

1,3634565 < 1,4

Требования выполняются. Останавливаем свой выбор на силовом трансформаторе ТРДН-32000/110. Трансформатор трёхфазный с расщеплённой обмоткой, охлаждение маслянное с дутьём, с возможностью регулирования напряжения под нагрузкой, мощностью 32 МВА, напряжение высокой стороны 110 кВ.

5.2 Выбор ЛЭП от энергосистемы до ГПП

Выбор напряжения питающей сети надлежит производить на основании технико-экономических сравнений вариантов.

При выборе вариантов предпочтение следует отдавать варианту с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низшим из сравниваемых напряжений в пределах до10% по приведенным затратам.

Для питания больших предприятий на первых ступенях распределения энергии следует применять напряжения 110, 220 и 330 кВ.

Выбор двух вариантов рационального напряжения питания производится с использованием следующей формулы:

100,84 кВ. (21)

Выбираем стандартное напряжение 110 кВ.

Так как на предприятии имеются потребители 1-й и 2-й категории, предлагаю питание до ГПП осуществлять двухцепной ВЛЭП. Условия окружающей среды позволяют использовать провод марки АС.

Выбор сечения проводов для напряжения 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчётным током. Проверка производится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается ближайшее большее значение. При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах.

Для трансформатора ТРДН-32000/110:

DP_k= 145 кВт, DP_хх = 40 кВт, I_xx%= 0,7%, U_кз% = 10,5%.

Потери в трансформаторе:

181 кВт;

= 2859 кВАр.

Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах:

= 39688,36 кВА;

208,31 А. (21)

Согласно ПУЭ (стр.42, таблица 1.3.29) предварительно берём сечение 50 мм². Согласно того же источника неизолированные провода нам необходимо проверить на корону. Из практики уже известно что минимальное сечение на

110 кВ проходящее по условию короны это 70 мм². Согласно этому увеличиваем первоначальное значение до 70 мм².

Тот же источник требует от нас проверки по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение (S, мм²) определяется из соотношения (21) где номинальный ток (Iном, А) вычислен при условии что линия двухцепная, а также значение экономической плотности тока (Jэк, А/мм²) взято из ПУЭ (стр.50, таблица 1.3.36) и равно 1 А/мм² при Tmax³5000 часов.

104,2 А., 104 мм². (22)

Согласно ПУЭ (пункт 1.3.27.) во избежание увеличения количества линий, сверх необходимого по условию надёжности, допускается двукратное превышение нормированных значений, приведённых в таблице.

Проверяем сечение провода по падению напряжения в конце линии:

R= r₀×l= 0,42×50 = 21 Ом;

X= x₀×l= 0,429×50 = 21,45 Ом;

0,98 % < 5 %

Таким образом провод АС-70/11 для ВЛЭП-110 сечением удовлетворяет условиям проверки.

5.3 Технико-экономический расчет

Целью ТЭРа является определение варианта с более выгодным напряжением. Определяются годовые затраты по каждому варианту:

З=к×Ен+И

где: к - капитальные затраты; Ен - нормативный коэффициент эффективности,

Ен=1/Тм,

где: Тм - нормативный срок службы, Тм = 8 лет, Ен = 0,125

И - издержки:

И = Иа + Иоб + Иэл,

где: Иа - амортизационные годовые отчисления,

Иа=к×Еа,

при: Еа = 0,028 для ЛЭП, Еа = 0,063 для П/СТ.

Иоб - издержки на обслуживание, текущий ремонт,

Иоб=к×Етр,

при: Етр = 0,004 для ЛЭП, Етр = 0,01 для П/СТ.

DИэл - стоимость потерь электроэнергии.

1 вариант.

Uпит = 35кВ, 2 трансформатора ТРДН-32000/35, 2х цепная линия, марка провода АС-185/24.

Стоимость КТП с трансформаторов 1576000 рублей.

Стоимость сооружения линии 151000 руб/км.

Общая стоимость линии 4530000 рублей.

Общие капитальные затраты 6257000 рублей.

Определим издержки на амортизацию:

Uал = 4530000·0,028 = 126840 руб/год;

Uап = 1576000·0,063 = 99268 руб/год.

Определим издержки на обслуживание и текущий ремонт:

Uтрл = 4530000·0,004 = 18120 руб/год;

Uтрп = 1576000·0,01 = 15760 руб/год.

Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание 259988 рублей.

Определим стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП:

Находим потери мощности:

кВт;

где Pр и Qр с учетом потерь в трансформаторах ППЭ.

Стоимость потерь в ЛЭП:

DUл = DPл·t·C= 24818,5·323·0,24·0,71 = 8553782,9 руб/год.

Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Потери энергии в трансформаторах:

,