Электроснабжение

 

 

 

 

 

Наибольшая реактивная  мощность , которую целесообразно передать через трансформатор

                                                       (5)

Где Nт-число трансформаторов;

           - Коэффициент  загрузки трансформаторов;

        Sт- номинальная мощность выбранных трансформаторов.

 

=1400 кВАр

Суммарная расчетная мощность низковольтной  батареи конденсатора (НБК):

Qн.к=Qн.к1+Qн.к2 .                                                               (5.1)

Суммарная мощность НБК

Qн.к1=Qp-Qт=469,4-1400 = -930,6 кВАр,

Принимая Qн.к1=0 , так как -930,6  < 0.

Дополнительная суммарная мощность НБК по условию снижения потерь:

Qн.к2= Qp- Qн.к1-Nт Sт,                                             (5.2)

Где = 0,65 расчетный коэффициент , определяемый в зависимости от коэффициентов К1 и К2 и схемы питания цеховой пожстанции

К1=15 – коэффициент удельных потерь, зависящий от удельных приведенных  затрат на батареи конденсаторов  напряжением до 1 Кв.

К2=2 – коэффициент, зависящий от длины линии , мощности трансформатора.

Qн.к2=469,4 - 0,6521000 = -830,6 кВАр,

То есть для данного цеха установка  НКБ не требуется.

Данные расчетов нанесены в таблицу 8.

              

            

 

 

 

 

             Таблица 8. –Компенсация реактивной мощности низковольтной сети

№ цеха	Рр, кВт	Qp, кВАр	Sp, КВА	Qт, кВАр	К1	К2	y	Qн.к1, кВАр	Qн.к2 кВАр	Qн.к кВАр
1	5176,5	2785,28	6300	8819,7	15	2	0,65	0	0	0
2	1050	651	1000	1399,6	15	2	0,48	0	0	0
3	5505	3413,1	6300	8819,69	15	2	0,63	0	0	0
4	884	469,40	1000	1400	15	2	0,65	0	0	0
5	2755,6	1708,47	2500	3499,6	15	2	0,65	0	0	0
6	1444,3	823,25	1250	1749,6	15	2	0,65	0	0	0

 

Из таблицы  видно, что компенсация  реактивной мощности для низковольтной  сети не требуется.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.Технико-экономический  расчет.

 

6.1.Выбор экономически  целесообразной мощности трансформатора.

     

        Чтобы выбрать  экономически выгодный вариант,  необходимо по методу срока  окупаемости определить приведенные  затраты З по каждому из  вариантов трансформаторов:

З=рК+Э                                                                                (6)

Где  К - капиталовложения,тыс.руб;Э - стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб; годовые амортизационные  отчисления в относительных единицах для трансформаторов 0,04.

Определим капитальные затраты:

Вариант 1.Стоимость двух трансформаторов  мощностью 16000 кВА:

К1=8500тыс.руб2=17000 тыс.руб.

Вариант 2. Стоимость двух трансформаторов  мощностью 25000  кВА:

К2=12000тыс.руб2=24000 тыс.руб.

Расчет стоимости потерь электроэнергии :

       Для того чтобы  рассчитать годовую стоимость  потерь электроэнергии, предположим  что предприятие расплачивается  за потребленную электроэнергию  с энергоснабжающей организацией  по одноставочному тарифу. Тогда  :

Э=  ∆WтСээ                                                                            (6.1)

Где    ∆Wт- суммарные потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторов;

         Сээ - тариф  на электроэнергию : Сээ=1530 руб./тыс.кВт*ч.

  Потери электроэнергии в  двух параллельно работающих  трансформаторах за год равны:

   ∆Wт =     ,кВТ               (6.2)

   =                                               (6.3)

где Tmax.н – время использования максимума нагрузки предприятием в году,ч/год;

При двух сменном рабочем дне  Tmax.н=16365=5840 ч/год;

 = 4391 ч/год;

1 Вариант:

   ∆Wт16= =401,2 Мвт*ч;

    Эт 16=  Wт16Сээ=401,21530=613,8 тыс.руб;

2 Вариант:

    ∆Wт25==397,7  Мвт*ч;

    Эт 25=  Wт16Сээ=397,71530=608,5  тыс.руб;

Определение приведенных затрат по вариантам :

Для варианта 1:

Зт 16=0,0417000+613,8= 1293,8 тыс.руб.

Для варианта 2:

З т 25=0,0424000+608,5= 1568,5 тыс.руб.

                                     

                                        Таблица 9.-Сводные данные для  сравнения вариантов.

№	Sн.т,кВА	Капиталовложения К,тыс.руб.	Амортизационные отчисления, тыс.руб/год.	Стоимость потерь электроэнергии Э,тыс.руб.	Потери Электроэнергии Wт,МВт*ч	Приведенные Затраты З,тыс.руб.
1	16000	17000	640	613	401,2	1293,8
2	25000	24000	960	608,5	397,7	1568,5

 

      Первый вариант  с установкой трансформаторов  216000 кВА является более рациональным как по капитальным затратам , так и по эксплуатационным расходам в год.

      Исходя Из данных приведённых выше, предварительно принимаем к установке два силовых трансформатора мощностью 16000 кВА типа ТРДН-16000-110/10 с диапазоном регулировки +-16 %.

 

 

 

 

7.Определения параметров  питающей линии.

7.1.Выбор напряжения питания.

        Номинальное  напряжение электрической сети  существенно влияет, как на технико-экономические  показатели, так  и на технические  характеристики. Так , например, при  повышении номинального напряжения  снижаются потери мощности и  электроэнергии, т.е. снижаются эксплуатационные  расходы, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается  бедующее развитие сети, но увеличиваются  капиталовложения на сооружение  линий. Сеть меньшего номинального  напряжения требует, наоборот, меньших  капитальных затрат но приводит  к большим эксплуатационным расходам  из-за роста потерь мощности  электроэнергии и обладает меньшей  пропускной способностью. Из выше  сказанного очевидна важность  правильного выбора номинального  напряжения сети при ее проектировании.

         Номинальное  напряжение можно предварительно  определить по известной передаваемой  мощности Р, МВт, и линии  L,км, по формуле Никогосова:

U=                                                                                          (7)

U== 63,8 кВ

        Ближайшее  стандартное напряжение U=35 кВ, но поскольку ближайшим источником электроснабжения является Новокемеровская ТЭЦ ,питающая линии 110 кВ, то по соглашению с территориальной сетевой организацией окончательно принимаем в качестве напряжения питания , уровень 110 кВ.

         В соответствии  с правилами технологического  присоединения энергопринимающих  устройств потребителей энергии,  а также объектом электросетевого  хозяйства, принадлежит сетевым  организациям и иным лицам,  к электрическим сетям, утвержденных  Постановленим Правительства №861 от 27.12.2004., технологическое присоединение  осуществляется на основании  договора, заключаемого между сетевой  организацией и юридическим лицом.

 

7.2.Выбор сечения питающей  линии.

Выбор сечения по допустимому нагреву.

Расчетный ток питающей линии в  нормальном режиме

                                                                                           (7.1)

= 50,6 А 

                                                                                                                           

Расчетный ток, протекающий по линии  в аварийном режиме(выход из строя  одной линий)

                                                                                                              _(7.2)

  = 92,1 А

= 210 А

                                                                                                               

По условию нагрева   выбираем стандартное сечение S=16/2,7 мм^2,( Iдоп=111А),

 

Выбор сечения по экономической  плотности тока.

Время использования наибольшей нагрузки на ПС Тср=2800 ч.в год, отсюда экономическая  плотность тока неизолированного алюминиевого провода iэк=1,3 А/мм^2

Экономически целесообразное сечение  определяют по расчетному току линии  и экономической плотности тока

= 50,6/1,3 = 39 мм^2.                                                       (7.3)

Принимаем ближайшее большее стандартное  сечение S=50/8мм^2

( Iдоп=120А)

Проверка выбронного сечения по условиям короны.

        Согласно ПУЭ минимальное сечение провода по условиям для напряжения 110 кВ равно 70 мм^2, что соответствует проводу АС-70/11.

Проверка сечения по потери напряжения.

        Удельное активное сопротивление провода АС-70/11, r0=0,46 Ом/км, а индуктивное х0=0,43 Ом/кА. Суммарная активная мощность Рр=17815,4ткВт, а реактивная мощность Qx=9850,51 кВАр. Расчет потерь напряжения производим по линейным мощностям и сопротивлениям цепи:

 

R=r0*L=0,46*15=6,9 Ом,                                                       (7.4)

X=x0*L=0,43*15=6,45 Ом,                                                   (7.5)

=                                                                       (7.6)

=1,695 кВ

Потери напряжения в процентах:

 Up= U/Uном100%=1,695/110*100%=1,54%.                      (7.7)

Условие проверки по потери напряжения: Uдоп  ≥Uр% ,Uдпо=5% это больше ,чем 1,54 %.

7.3. Выбор сечения силовых линий.

Сечение жил кабелей цеховых  сетей выбираются по допустимому  нагреву, максимальным рабочим(расчетным) токам на

Ip £ КпрIдоп.                                                                             ( 7.8)

Где Iр- максимальный рабочий (расчетный) ток нагрузки ,А;

       Iдоп- длительный допустимый ток,А;

       Кпр- поправочный  коэффициент, учитывающий реальные  условия охлаждения проводника  и зависящий от температуры окружающей среды.

По допустимой потери напряжения.

Согласно ПУЭ для силовых  электроприемников отключение от номинального напряжения должно составлять не более +- 5%.

Выбранные по допустимому нагреву  сечения силовых проверяют по напряжению, по условию:

  Uсум = ∆U тр+ ∆Uпл+ ∆Uрл  £  Uдоп,                                                   (7.9)

Где   ∆U тр- потери напряжения во вторичной обмотке цехового трансформатора;

        ∆ Uпл- потери напряжения в  питающей линии ,%;

         ∆Uрл- потери напряжения в распределительной линии,%;

         Uдоп- допустимые потери напряжения, равные 10% для силовых электроприемников.

      По условию соответствия выбранному аппарату защиты.

Для того чтобы протекания токов  перегрузки и токов короткого  замыкания проводникам не привело  к их перегреву, выбранное сечение  проводника должно быть согласовано  с аппаратом защиты этого проводника, по условию

Iдоп Iз ≥ Кзащ                                                                          (7.10)

Где Iдоп- длительный допустимый ток проводника, А;

        Iз- ток аппарата защиты, А;

        Кзащ- коэффициент  защиты.

Расчет производим на примере электродвигателя М5, который из-за большой        способности  подключаем непосредственно  к шинам.

Выбор сечения по допустимому нагреву  максимальным рабочим(расчетным) токам  нагрузки.

 Iн=                                                                      (7.11)

Iн= = 166,3 А

Выбираем кабель марки АПвВнг с S=50 мм^2, IдопКпр=262 А.

Так как способ прокладки кабеля выполнен, открыто по строительным каналам, то принимаем поправочный  коэффициент Кпр=1. Во взрывоопасных  помещениях выбор сечения линии, питающих отдельно асинхронные двигатели  с короткозамкнутым ротором, проводят по условию 

КпрIдоп 1,25Iрю                                                                  (7.12)

162 А    1,25166,3 А=208.

Проверка сечения по потери напряжения.

Согласно ПУЭ для силовых  сетей отклонение напряжения от номинального должно составлять не более +-5%. Это  обусловлено тем, что величина вращающего момента асинхронных электродвигателей  пропорциональна квадрату номинального напряжения, и его уменьшение может  не обеспечить пуск электродвигателей.

Потерю напряжения в линиях определяется по формуле:

 

                                                                 (7.13)

 

= 0,3 кВ

Где Iр- расчетный ток линии, А;

       r0,x0-активные и реактивные удельное сопротивление линии, Ом/км;

       L- длина присоединения, км.

Проверяем выбранное сечение по допустимой потери напряжения

 U =  Uтр+ U=3+0,65=3,65%      Uдоп=5%.

Проверку по потери напряжения сечение  проходит.

Результаты выбора сечения внесены  в таблицу 10.

                                                            Таблица 10.- Результаты выбора сечения