Координаты ЦЭН других цехов определены непосредственно при помощи генплана и сведены в таблицу 5.
Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок
|
№ цеха
|
Xi, мм
|
Yi, мм |
Рм, кВт
|
Ri,мм
|
Ро, кВт
|
аi, град.
|
1 |
9,4 |
5,6 |
1724 |
19 |
364,8 |
76 |
|
|
---
|
--- |
1071 |
15 |
-- |
|
|
2
|
16,8 |
5,6 |
1365,8 |
17 |
245,8 |
64 |
3 |
11,4 |
3,8 |
461,4 |
14 |
101,4 |
42 |
|
|
---
|
--- |
400 |
9 |
---- |
|
|
4
|
15,4 |
3,8 |
560,4 |
11 |
85,4 |
55 |
5 |
19,2 |
2,6 |
405,6 |
9 |
55,6 |
49 |
6 |
7,2 |
8,4 |
184,6 |
6 |
68,6 |
134 |
7 |
8,4 |
1,2 |
52,1 |
3 |
4,6 |
32 |
8 |
3,8 |
5 |
121,8 |
5 |
16,8 |
50 |
9 |
4,2 |
7,8 |
176,5 |
6 |
26,5 |
54 |
10 |
7,2 |
8,4 |
785 |
13 |
65 |
29,8 |
|
|
---
|
--- |
780 |
12,8 |
---- |
|
|
11
|
11,4 |
8,6 |
817,7 |
13 |
97,7 |
43 |
|
|
---
|
---- |
780 |
12,8 |
---- |
|
|
12
|
15,6 |
8,4 |
307,2 |
8 |
57,2 |
67 |
13 |
18,8 |
7,8 |
538 |
11 |
28 |
19 |
14 |
20 |
5,6 |
34,8 |
3 |
2,8 |
30 |
15 |
20 |
4,4 |
62,9 |
4 |
2,9 |
17 |
16 |
12,6 |
1,2 |
66,7 |
4 |
14 |
76 |
17 |
13,8 |
1,2 |
9,8 |
1,5 |
1,8 |
66 |
18 |
15 |
1,2 |
99 |
5 |
14 |
51 |
19 |
2 |
7,6 |
313,9 |
8 |
3,9 |
4,5 |
20 |
18,6 |
9,2 |
336,9 |
8,5 |
12,9 |
14 |
21 |
2 |
5,4 |
50,5 |
3 |
17,5 |
125 |
22 |
20,2 |
9 |
6,6 |
1,2 |
6,6 |
|
Координаты центра электрических нагрузок завода в целом, определённые на основе данных таблицы 5 с помощью выражения (4.3):
Рисунок 5. Картограмма электрических нагрузок
5. ВЫБОР СИCТЕМЫ ПИТАНИЯ
В систему питания входят питающие линии электропередачи и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110кВ. В качестве ППЭ используем унифицированную комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104.
5.7.Выбор устройства высшего напряжения ППЭ
Вследствие малого расстояния от подстанции энергосистемы до завода (3 км) рассматриваем следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН):
1. блок «линия—трансформатор»;
2. выключатель.
В первом варианте УВН состоит только из разъединителя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подаётся на выключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю.
Во втором варианте УВН состоит из выключателя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора подаётся на выключатель, который и отключает повреждённый трансформатор.
Выбор вида УВН осуществляется на основании технико-экономического расчёта (ТЭР). Критерием оптимальности решения являются меньшие расчётные затраты, определяемые по выражению
Зi=Ен·Кi+Иi+Уi, (5.1.1) где Ен=0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, р/год;
К — капитальные вложения, руб.;
И — годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы), руб./год;
У — ущерб, руб./год.
Первый вариант.
Капиталовложения:
разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8];
стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жилами сечением 10x2,5 мм2Kкк=11300 руб.
Суммарные капиталовложения: К1= Краз+Ккк= 4600+4,8·11300=58840руб.
Амортизационные отчисления согласно [8]:
;
где а — норма амортизационных отчислений, %.
Для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств до 150 кВ согласно [8] а=9,4%.
Ущерб определяем в следующей последовательности.
1. Учтём параметр потока отказов ввода для данного варианта:
а=ВС+ЛЭП+РАЗ+КК+ТР;
а=ВС+ЛЭП+РАЗ+КК+ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год
где вс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в соответствии с [3], 1/год;
лэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии напряжением 110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;
раз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с [3], 1/год;
кк=0,234 — параметр потока отказов контрольного кабеля в траншее длиной 4,8 км в соответствии с [3], 1/год;
тр=0,01 — параметр потока отказов трансформатора ГПП напряжением 110 кВ в соответствии с [3], 1/год.
2.Среднее время восстановления после отказа одной линии:
, (5.1.4)
где i— параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения, 1/год;
Твi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.
Согласно данным [3] Тв.вс=2,3·10-3лет, TB,ЛЭП=0,027·10-3лет, ТВ,РАЗ=1,7·10-3лет, Тв.кк=30·10-3лет, ТВТР=45·10'3лет, тогда:
лет.
3.Коэффициент планового простоя одной линии:
КП=1,2·КПi.max, (5.1.5) где КПi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,Кп=1,2·7,7·10-3=9,24·10-3 о.е.
4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:
Ка=а·Тв(5.1.6)Ка=0,345·22,094·10-3=7,622·10-3о.е.
5. Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:
К2а,1п=0,5·2а·(К1п)2, при К1пТ2в; (5.1.7)
К2а,1п=К2а·(К1п-0,5·Т1в), при К1пТ2в; (5.1.8)
К2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10-3)2 =1,473·10-5 о.е.
6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:
Ка(2)= Ка2+ 2·Ка, п,(5.1.9)Ка(2)=(7,622·10-3)2+2·1,473·10-5=8,756·10-5о.е.
7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:
Та=Ка(2)· 8760 (5.1.10)Та=8,756·10–5·8760=0,767 ч/год.
8. Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=У'·w', (5.1.11)
где У'=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч; w',— среднегодовая аварийно недоопущенная электроэнергия, кВт-ч/год;
(5.1.12)
кВт·ч/год
У=7·5955=41685 руб./год.
Общие затраты:
31=0,12·58840+5530+41685=54275,8 руб./год.
Второй вариант.
Капиталовложения:
выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 Кв=90000 руб. согласно [8];
разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].
Суммарные капиталовложения: К2=Кв+2·Кр=90000+2·4600=99200 руб.
Амортизационные затраты: И2=руб.
Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул (5.1.1)-(5.1.12).
a=вс+лэп+2·раз+в+тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;
Тв=лет;
Kn=l,2·7,7·10-3=9,24·10-3o.e.;
Ка=0,179·4,15·10-3=7,43·10-4о.е.;
так как K1n> Т2В, то
К2а,1п= K2а·(K1n- 0,5·Т1в)=7,43·10–4·(9,24·10-3- 0,5·4,15·10-3)=5,323·10-6о.е.;
Ка(2)=(7,43·10-4)2+2·5,323·10-6=1,12·10-5о,е.
Та=1,12-10-5·8760=0,098 ч/год;
кВт·ч/год;
У=7·761=5326 руб./год. Общие затраты:
32=0,12-99200+9324,8+5326=26554,8 руб./год. Результаты ТЭР сведены в таблицу 6.
Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания
Вариант
|
К;, руб.
|
Иi, руб./год
|
Уi,руб/год руб./ГОД
|
3i, руб./год
|
Первый
|
58840 |
5530 |
41685 |
54275,8 |
Второй
|
99200
|
9324,8
|
5326 |
26554,8 |
Выбираем УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6.
Блок «линия-трансформатор» Выключатель
Рисунок 6. Варианты УВН
5.2. Выбор трансформаторов ППЭ
Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85. Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и П категории, то на ГПП устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы.
Так как среднеквадратичная мощность Рср.кв=11053 кВт (согласно пункту 2.2.), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000/110.
На эксплуатационную перегрузку трансформатор проверять не будем, так как Sср.кв коэффициент максимума: Кmax=
средневзвешенный cos : cosср.вз=-
коэффициент послеаварийной перегрузки:(5.2.1)
где P.J— мощность, превышающая мощность Ртр,кВт;
tj — время перегрузки, ч.
=1,36
Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ
Так как К'2=1,36>0,9·Ктах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки К2=К'2=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8] К2доп=1,4.
К2доп=1,4 > К2=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-2\10000 удовлетворяют условиям выбора.
5.3. Выбор ВЛЭП
Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной НЭП. При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.
В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.
Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена).
Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.
В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.
Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:
А (5.3.1)
Принимаем провод сечением F=10 мм2с допустимым током Iдоп=84 А.
Экономическое сечение провода:
(5.3.2)
где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;
jЭ— экономическая плотность тока, А/мм2.
Экономическая плотность тока jЭдля неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.
Принимаем провод сечением 70 мм2с допустимым током IДОП=265А
Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:
(5.3.3)
где d — расчётный диаметр витого провода, см;
Dср— среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. Если Uкр> UH, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.
