Электрические нагрузки ремонтно-механического цеха

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения электроэнергией промышленных приемников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и др.

Система распределения и потребления электроэнергии, получаемой от энергосистем, строится таким образом, чтобы удовлетворялись основные требования электроприемников, находящихся у потребителей.

Надежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда технических устройств как в системе, так и у потребителей: устройств релейной защиты и автоматики, автоматического включения резерва, контроля и сигнализации.

Качество электроснабжения определяется поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты, а также ограничением в сети высших гармоник, несинусоидальности и несимметричности напряжения.

Экономичность электроснабжения достигается путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций и разработки оптимизации системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рациональных напряжений, оптимальных значений сечений проводов и кабелей, числа и мощности трансформаторных подстанций, средств и компенсации реактивной мощности и их размещение в сети.

Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями этой системы, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий. В результате увеличивается электровооруженность труда в промышленности и в других отраслях народного хозяйства, которая представляет собой количество электроэнергии на одного работающего (МВт/чел.год), а это в свою очередь обеспечивает рост производительности труда и степень его механизации.

1. Основные характеристики электрических нагрузок РМЦ.

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплутационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов её работы, потребителя электроэнергии рассматривают в качестве нагрузок. При этом необходимо учитывать, что режимы работы приемников электроэнергии разнообразны и меняются во времени.

В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок. Для расчета цеха воспользуемся методом упорядоченных диаграмм. По этому методу расчетную активную нагрузку приемников электроэнергии на всех ступенях питающей и распределительной сетей определяют по средней мощности и коэффициенту максимума. До этого все электроприемники разбивают на группы по расположению в цехе или по присоединениям к шкафам или шинопроводам.

Значение коэффициента максимума зависит от коэффициента использования данного узла эффективного числа электроприемников. Под эффективным числом приемников понимают число однородных по режиму работы приемников одинаковой мощности, которое обуславливает ту-же расчетную нагрузку, что и данный рассматриваемый узел различных по номинальной мощности и режиму работы приемников. Коэффициент максимума можно определить по кривым или таблицам.

В методе упорядоченных диаграмм принята допустимая для инженерных расчетов погрешность равная 10%. Однако, на практике прменение этого метода обуславливает погрешность 20−40% и поэтому применение его требует тщательного анализа исходных данных и результатов расчета.

2. Расчет электрического освещения цеха.

Помещения в которых необходимо рассчитать освещение, а также нормативная освещенность для различных помещений цеха по [10 табл.24] выбираем:

Цех -300Лк Инструментальный склад — 75Лк Начальник цеха и комната мастеров — 200Лк Коридор — 75Лк Раздевалки — 75Лк.

2.1 Расчёт рабочего освещения основной площади цеха.

Освещение применяем равномерное, используя лампы типа ДРЛ и светильники типа УПДДРЛ. Расчёт ведём по методу коэффициента использования.

Исходные данные для расчёта:

а) высота цеха — H=10 м;

б) по табл.4−4а [104], для ремонтно-механического цеха, находим:

— плоскость нормирования освещения и её высота от пола (м) — Г-0,8 (h_Р =0,8 м);

— разряд и подразряд зрительной работы — IIв+1;

— нормируемая освещённость — Е_Н =300 Лк;

— коэффициент запаса — к_З =1,5;

показатель ослеплённости — Р=20;

в) из § 3−5 [1.52] и табл. 3−7 [1.55], для светильников типа УПДДРЛ, имеем:

— кривая силы света — Д;

свес светильников — h_С =0,5 м;

г) принимаем, что в цехе чистый побеленный потолок и стены при незавешенных окнах. Тогда, по табл. 5−1 [126], имеем коэффициенты отражения от потолка, стен и рабочей поверхности соответственно — ?_П =0,5; ?_С =0,3; ?_Р =0,1.

Определяем расчётную высоту подвеса светильников:

Н_р=H-h_С -h_Р (1.10).

Н_р=10−0,5−0,8=8,7 м.

По табл. 4−16 при кривой силы света Д (косинусная) — коэффициент ?=1,4 находим отношение расстояния между соседними светильниками к расчетной высоте:

=L/h=1,4 => L=h•1,4=8,7•1,4=12,2 м,.

но, исходя из линейных размеров цеха принимаем L_а=7,5 м. L_в=7,5 м, l_А=2,25 м. l_В=3м.

По ф-ле (5−3) находим индекс помещения:

(1.11).

где, А — длина помещения, м;

В — ширина помещения, м.

i = =2,76.

далее, по табл. 5−10 [135], находим коэффициент использования при принятых ?_П=0,5; ?_С=0,3; ?_Р =0,1, и определённом i =2,76: u =0,595. По ф-ле (5−1) находим потребный световой поток ламп в каждом светильнике:

(1.12).

где z =1,15 — отношение Е_СР/Е_min;

N_СВ — число светильников.

Ф_треб. ==45 087,73 Лм.

По табл. 2−15 принимаем лампу ДРЛ1000, Р_Л =1000 Вт, Ф_Л =50 000 Лм, cos=0.57 что составляет (50 000/45087,73)•100% =110,9% и не выходит за предел (-10%,+20%,) что допустимо. Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):

Е_факт. =Е_Н •=300=332,7 Лк.

Проверим освещение цеха при помощи точечного метода. Для этого берём три характерные точки и группу светильников, которые освещают эти точки (см. рис. 1.1). Определяем расстояния от каждого светильника до точек (d_i), и данные заносим в табл. 1.2. По рис. 6−27 по пространственным изолюксам находим условную освещённость (е_i) для каждой точки, в зависимости от расстояния до светильника, и заносим данные в ту же таблицу.

Таблица 1.2. Определение условной горизонтальной освещенности для точек А, В, С.

Далее, по (6−2) [1.178] определяем освещённость в каждой точке:

Е_i =, (1.13).

где ?=1,2 — коэффициент, учитывающий дополнительную освещённость от удалённых светильников и световых потоков отраженных от стен, потолка и рабочей поверхности.

Е_А ==352,67 Лк (=•100%=117,56%);

Е_В ==306,67 Лк (=•100%=102,22%).

Е_В ==287,12Лк (=•100%=95,7%).

Установленная мощность рабочего освещения:

Р_у=50*1000=50 000 Вт;

Q_у=Р_у * tg =50 000*1,441 = 72 050 Вт.

2.2 Расчёт эвакуационного освещения цеха.

Данное освещение выполняется по середине обоих проездов вдоль всей длины цеха. Применяются светильники типа ППД-100 (см. табл.3−4 [45]) c лампами накаливания типа Б220−100, Р_Л =100 Вт, Ф_Л =1350 Лм (см. табл.2−2 [13]). По (1.11) определяем индекс «помещения» для полосы дороги:

i = =0,435.

По табл. 5−3 находим u =0,2. Преобразовав (1.12) находим освещённость, создаваемую шестью светильниками:

Е_факт= (1.14).

Е_факт ==3,26Лк,.

что входит в допустимые пределы 0,5−15 Лк (см. § 5−1 [1.124]).

Установленная мощность — Р_у=2(6*100)=1200Вт;

2.3 Расчет аварийного освещения.

Нормативную освещенность аварийного освещения примем Е_н=15Лк; по плану выбираем 25 ламп. Для аварийного освещения используем лампы накаливания в светильниках ППД.

Найдем световой поток одной лампы:

При u =0,53; К_З=1,3- для ламп накаливания;

Ф_л == 4196Лм.

По табл.2−16 выбираем лампу накаливания Г-220−300 Ф_н=4600Лм; U_н=220 В, Р=300Вт;

Установленная мощность Р_у=25*300=7500Вт;

Щиток аварийного освещения имеет независимое питание от рабочего.

2.4 Расчёт рабочего освещения кабинета начальника цеха. и комнаты мастеров.

Данные помещения одинаковы по площади и, следовательно имеют одинаковые системы освещения. Расчет проводим для обоих помещений одинаково.

Освещение применяем равномерное, используя люминесцентные лампы и светильники типа ЛПО (две лампы в светильнике).

Исходные данные для расчёта:

а) высота помещений — H=3 м;

б) по табл.4−4к [1.93], для данных помещений, находим:

— плоскость нормирования освещения и её высота от пола (м) — Г-0,8 (h_Р =0,8 м);

— разряд и подразряд зрительной работы — Iв;

— нормируемая освещённость — Е_Н =200 Лк;

— коэффициент запаса — к_з =1,5;

— показатель ослеплённости — Р=20;

в) из § 3−6 и табл. 3−9 [59], для светильников типа ЛПО, имеем:

— кривая силы света — Г;

— свес светильников — h_С =0,2 м;

г) принимаем, что в помещениях чистый побеленный потолок и стены при незавешенных окнах. Тогда, по табл. 5−1 [1.127], имеем коэффициенты отражения потолка, стен и рабочей поверхности соответственно — ?_П =0,5; ?_С =0,3; ?_Р =0,1.

Расчёт ведём по методу коэффициента использования. По (1.10).

Н_р=3−0,2=2,8 м.

По (1.11) находим индекс помещения:

i = =1,286.

По табл. 5−10 находим u =0,455.

Принимаем, что в помещениях установлено два ряда светильников, тогда, по (1.12) определяем требуемый поток от одного ряда светильников (вместо N_СВ подставляем число рядов):

Ф_{треб.ряда} == 20 472,53 Лм.

По табл. 2−12 принимаем лампу ЛБ80−4, Р_Л =80 Вт, Ф_Л =3680 Лм, cos = 0,95 тогда число светильников в ряду равно 20 472,53/(3680 •2)?3 Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):

Е_факт. =Е_Н •=200 •=215,7Лк, что составляет (215,7/200)•100%=107,85%, что допустимо.

Установленная мощность Р_у=6*(2×80)+6*(2×80) =1920Вт;

Q_у=Р_у * tg =1920*0,328 = 630 Вт.

2.5 Расчет освещения коридора.

Высота помещения Н=3м используем люминесцентные лампы со светильниками ЛПО-02.

Н_р=2м; L=3,3 м; L_ст=1м По табл.21.3 u =0,33.

Принимаем, что в помещениях установлен один ряд светильников, тогда, по (1.12) определяем требуемый поток от одного ряда светильников (вместо N_СВ подставляем число рядов):

Ф_{треб.ряда} ==9315 Лм.

Ф==1552,5Лм По табл.2−121.24 выбираем лампы ЛБ-30−4 Ф_н=1995Лм; Р_у=30Вт, тогда число светильников в ряду равно 9315/(1995 •2)?3 Фактическая освещённость будет следующей (см. (1.12)):

Е_факт. =Е_Н •=75 •=96,38Лк, Р_у=6*30=180Вт;

Q_у=Р_у * tg =180*0,328 = 59,04 Вт.

2.6 Расчет освещения раздевалки.

Н_р=2м; L=1,3 м; L_ст=0,9−1,5 м.

i ==1,5.

По табл. 5−10 находим u =0,55.

Ф==1058,5Лм.

По табл.2−121.24] выбираем лампы ЛБ-20−4 Ф_н=1120Лм;

Р_у=4*(2×20)+4*(2×20) =320Вт;

Q_у=Р_у * tg =320*0,328 = 105 Вт.

2.7 Расчет освещения инструментального склада.

Габариты помещения-(12×6×5,5)м. Высота подвеса светильников:.

Н_р=5,5−1,2−0,8=3,5 м;

L=3,5*1,4=5м;

L_ст=1,5−2,5 м По табл.5−3 для ППД500 u = 0.21.

Р_у=6*500=3000Вт;

Суммарная мощность рабочего освещения:

Р_?раб=50 000+1920+180+320+3000=55 420 вар;

Q_?раб= 72 050 + 630 +59,04+105= 72 844,04 вар;

Суммарная активная мощность аварийного, эвакуационного и рабочего освещения:

Р_?= Р_?АВ +Р_?ЭВ + Р_?раб = 7500+1200+55 420=64120 Вт=64,12кВт.

2.8 Расчет уличного и охранного освещения предприятия.

Для освещения дорог на территории предприятия применяем лампы ДРЛ400 с типом светильника СКЗПР-400, Ф=19 000Лм по [1.243]. Ширина дороги b=10м, с высотой подвеса h=10м. Отношение b: h=10:10=1. По табл 9−3[1.244] находим коэффициент использования по яркости: _L=0,075.

Найдем необходимый поток в Лм/м² по [245]:

(1.15).

где L — нормированная яркость, Кд/м²;

ккоэффициент запаса;

Найдем площадь, которую может осветить одна лампа.

При Ф_н=19 000Лм 19 000:25=750м².

Зная площадь легко определить расстояние между светильниками, при b=10м, L=750:10=75м².

2.8.1 Расчет охранного освещения.

Применяем светильник СЗП-500М с лампой накаливания Г-220−500, Ф_н=8300Лм.

Ширину осветительной полосы принимаем 10 м влоль периметра предприятия. Высоту подвеса светильника принимаем 5 м. Тогда b: h=10:5=2 и по _L=0,095.

Площадь, освещаемая одной лампой 8300:17,2=483м².

L=483:10=48,3 м Найдем суммарную мощность уличного освещения.

(1.16).

где n-количество светильников, определяемое по генплану в зависимости от протяженности дорог и периметра охраняемой территории L_УЛ=7862м. L_ОХ=3695м Р_ул=105*400 = 42 000Вт.

Q_ул=42 000*1,441 = 60 522Вт Р_ох=77*500 = 38 500Вт Суммарная мощность наружного освещения:

Р=42+38,5=80,5 кВт.

Q = Q_ул = 60,522 кВт Таблица 1.3. Результаты по выбору освещения.

2.9 Выбор проводников и защитных аппаратов.

В производственном помещении цеха рабочее освещение выполнено в 5 рядов по 10 ламп в каждом рис. 1.1. чередование фаз: 1 ряд: А, В, С, А, В, С, А, В, С, А.

Используется трехфазная сеть с нулевым проводом. На одной фазе находятся четыре лампы, на двух других по 3 лампы следовательно выбираем сечение по наиболее загруженной фазе: по [2].

(1.17).

где nколичество ламп,.

Р_уст— установленная мощность лампы, кВт.

1,1 — потери в ПРА для ламп типа ДРЛ, ДРИ;

1,4 — пусковой коэффициент;

U_н— номинальное напряжение сети, кВ.

cos?=0.57 — коэффициент мощности для ДРЛ.

По [7 т.16,2] выбираем автомат АЕ-2063 I_у=50А;

Выбираем сечение провода по условию I_доп?I_на, тогда по [2 т.12−12] выбираем 3АПВ16+1АПВ10 I_доп=55А;

Аварийное освещение выполнено в 5 рядов по 5 ламп в каждом с чередованием фаз рядов: А, В, С, А, А; А, В, С, А, В; А, В, С, А, С; А, В, С, А, А; А, В, С, А, В.

Используется трехфазная сеть с нулевым проводом. На одной фазе находятся одна лампа, на двух других по две лампы, следовательно выбираем сечение по наиболее загруженной фазе:

Выбираем АЕ2016 I_у=6А и сечение провода 4АПВ2,5 с I_доп=19А.

Комната мастера.

Выполняем однофазной с люминесцентными лампами. Сажаем на фазу С.

Выбираем АЕ2016 I_у=6А и сечение провода 2АПВ2,5 с I_доп=19А.

Раздевалки и коридор.

Р_разд=0,16кВт; Р_корид=0,18кВт;

Выбираем АЕ2016 I_у=6А и сечение провода 2АПВ2,5 с I_доп=19А.

Освещение инструментального склада.

Ввыполнено лампами накаливания.

Р=6*500=3000Вт.

Используется двухпроводная сеть. Выполнено в два ряда, каждый ряд однофазный.

Каждый ряд на В и С.

Выбираем автомат АЕ1031 I_у=10А и провод 2АПВ2,5 I_доп=19А.

Для расчета цеха воспользуемся методом упорядоченных диаграмм.

Все электроприемники цеха распределяем по узлам. В узел собираются приемники, расположенные вблизи друг от друга — в линию, в одном помещении или просто рядом. Затем в каждом узле выделяют группы однотипных потребителей.

Узел 1: шкаф распределительный ЭП № 210, 11, 12, 213.

Узел 2: шкаф распределительный ЭП № 214, 215, 216, 222.

Узел 3: шкаф распределительный ЭП № 21, 32, 13, 22.

Узел 4: шкаф распределительный ЭП № 47, 24, 22, 223.

Узел5:шкаф распределительный ЭП № 36, 39, 34, 22, 13, 224.

Узел6:шкаф распределительный ЭП № 36, 39, 53, 14, 223.

Узел7:шиноровод ЭП № 18, 19, 20, 21, 214, 215, 47, 617, 45, 28, 322.

Узел1.

Вначале, для каждого электроприемника, по табл.2−2 [2.37] определяются коэффициенты использования К_и и cos? (tg?).

Сварочные посты с автоматической сваркой:

сos?=0,5 Ки=0,4 tg?=1,732.

Сварочные генераторы:.

сos?=0,75 Ки=0,5 tg?=0,882.

Для электроприемников повторно-кратковременного режима номинальная мощность приводится к длительному режиму (ПВ=100%) по формуле:

Р_дл=Sн** сos? (1,1).

где S_н и cos?- соответственно паспортная мощность и паспортный коэффициент мощности трансформатора.

Для ЭП № 10 ПВ=50% S=60 кВА сos?=0,5.

Р₁₀=60**0,5=21,2 кВт Для ЭП № 11 ПВ=60% S=40 кВА сos?=0,5.

Р₁₁=40**0,5=15,5 кВт Для ЭП № 12 ПВ=65% S=30 кВА сos?=0,5.

Р₁₂=30**0,5=12,1 кВт Для ЭП № 13 ПВ=50% S=40 кВА сos?=0,75.

Р₁₃=40**0,75=21,21 кВт Определяем неравномерность распределения нагрузки по фазам сварочных трансформаторов ЭП № 10,11,12 Ки=0,4 сos?=0,5 tg?=1,732.

Находим ориентировочную нагрузку на одну фазу:

Р_ср= (2Р₁₀ + Р₁₁ + Р₁₂)/3 =(2*21,1+15,5+12,1)/3 =16,67 кВт Распределим нагрузку по фазам равномерно:

Р_АВ= Р₁₀.

Р_ВС= Р₁₁.

Р_АС= Р₁₁+ Р₁₂.

Р_А==21,2/2 +15,5/2 + 12,½ =24,4 кВт Р_В==21,2/2 + 21,2/2 =21,2 кВт Р_С==21,2/2 +15,5/2 + 12,½ =24,4 кВт Неравномерность загрузки фаз составит 13%, что допустимо.Т.О. за эквивалентную трехфазную мощность группы сварочных трансформаторов примем Р_Э = 2Р₁₀ + Р₁₁ + Р₁₂ = 2*21,1+15,5+12,1 =70 кВт Определим активную и реактивную мощность наиболее загруженной смены:

(1,2).

(1,3).

Р_см1 = Р_э*К_и1 + 2 Р₁₃*К_и13.

Р_см1 = 70*0,4 + 2*21,21*0,5= 49,21 кВт.

Q_см1 = Р_э* tg?₁* К_и1 + 2 Р₁₃*tg?₁₃ *К_и13.

Q_см1 = 70*1,73* 0,4+ 2*21,21*0,88*0,5= 67,105 квар Далее по (2.10)[2,16] определяем коэффициент использования для электроприёмников узла:

К_и.ср.=?Р_см/?Р_ном.

(1,4).

К_и.ср.== 0,44.

Определяем коэффициент силовой сборки по формуле т.е. отношение номинальной мощности наибольшего электроприёмника к номинальной мощности наименьшего:.

m= Р_max/ P_min (1,5).

m= 21,2 / 12,1 = 1,8 3:

Таким образом при (n=6) 5, (К_и=0,44) 0,2, (m=1,8) 3.

Определяем эффективное число приемников n_Э = n =6).

Далее при n_э=6 и по К_и ср=0,44 из таблицы 2−7 в [2,51] находим коэффициент максимума К_м группы электроприемников —-К_м =1,64.

Максимальная активная расчетная нагрузка узла определится как Р_р=К_м*?Р_см (1.6).

Р_р=1,64*49,21= 80,7кВт.

Расчетную реактивную нагрузку узла (цеха) определяют из двух условий:

а)Q_р=1,1*?Q_см, при n_э,?10; (1.7а) б) Q_р= ?Q_см, при n_э>10. (1.7б) поэтому при n=6:

Q_р=1,1*67,105 = 73,92 квар Максимальная расчётная полная мощность узла (цеха) определяется по выражению:

S_р= (1.8).

Sр= кВ*А.

Максимальный расчётный ток узла (цеха) определяется по выражению:

I_p = == 0,168 кА (1.9).

Узел 2.

n = 8 m = 6,6 К_и = 0,52.

В случае, когда n > 5, m > 3 и К_и > 0,2 эффективное число электроприемников определяется по формуле из [2,51];

(1.10).

Результаты расчета сведены в таблицу.

Узел 3.

n = 7 m = 2 К_и = 0,15.

Т.О. n_Э = 7 т.к. согласно параграфу 2−3 2.51 допускается при числе ЭП в группе более четырех при m 3, считать n = n_Э. что справедливо для узлов № 4 и № 5.

Кроме прочего для узла № 5 необходимо мощности двигателей крана привести к длительному режиму.

Р₂₄ = = =27,83 кВт.

Узел 6.

n = 14 m = 4 К_и = 0,16.

При К_и 0,2 эффективное число ЭП определяется по рис. 2−2 или табл. 2−8 2.52.

в следующем порядке:

выбирается наибольший по номинальной мощности ЭП рассматриваемого узла;

выбираются наболее крупные ЭП, номинальная мощность каждого из которых равна или больше половине мощности наибольшего ЭП;

подсчитывают их число n₁ и их мощность Р_Н1, а также суммарную номинальную мощность всех рабочих ЭП рассматриваемого узла Р_Н; находят значения.

n_1* = Р_1* =.

по полученным значениям n_1* и Р_Н1 по рис. 2−2 или по табл.2−8 2.52 определяется величина n_Э*, а затем находится n_Э = n_Э* n.

Т.О. n₁ = 11 Р_Н1 = 530+328+340 = 326 кВт.

n = 14 Р_Н = 372 кВт.

n_1* = =0,786 Р_1* = =0,876.

n_Э* = 0,85.

n_Э = =11,9 12.

3. Расчет нагрузки завода.

Расчет нагрузки завода проводим по методу коэффициента спроса. Здесь необходимо учесть то, что на предприятии есть высоковольтная нагрузка, которую не следует брать в расчет при выборе ТП, но она имеет низковольтную нагрузку освещения, которое необходимо учесть. Расчетная мощность каждого цеха определяется по формуле из Таким образом для заготовительного цеха:

Р_р1 = Р_устК_с; (3,1).

где Р_уст — установленная мощность каждого цеха, кВт;

К_с — коэффициент спроса, характерный для каждого производства из таб 2,2 [1,37].

Р_р1 =395*0,6 = 237 кВт.

Реактивная мощность:

Q_р1 = Р_р1tg (arcos (cos)). (3,2).

Q_р1= 237* tg (arcos (0,6)) = 241,79квар

Далее необходимо рассчитать освещение цехов по методу удельной мощности, сложить эти активные и реактивные мощности с расчетными и найти полную мощность для каждого цеха по аналогии с предыдущим пунктом, а результаты занесем в табл.3.1.

Учитывая освещение нормой удельной плотности: Р_уд.о, кВт/м² с учетом коэффициента спроса освещения К_с.о и средних коэффициентов мощности для ламп ДРЛ — cos =0,57, для люминесцентных ламп ЛБ (ПРА) — cos =0,95, для ламп накаливания ЛН — cos =1.

Р_расч.о=1,12*F_цеха* Р_уд.о*К_с.о.

Р_расч.о1=1,12*F_цеха1* Р_уд.о1*К_с.о1.

Р_расч.о1=1,12*5000* 0,012*0,85=57,12 кВт.

Q_расч.о1= 57,12* 1,441= 82,25 квар

Р_{расч.сум}=. Р_р1+ Р_расч.о1=237+57,12 = 294,12 кВт.

Q_{расч.сум}=. Q_р1+ Q_расч.о1=241,79+82,25 = 324,04 квар Так же необходимо учесть освещение незастроенных территорий предприятия.

Мощность нагрузки уличного (лампы ДРЛ) и охранного (ЛН) освещения незастроенных территорий с учетом типа ламп и соответствующего коэффициента мощности:

Р_расч.о = 1,12*349 778*0,0002*1 = 80,05 кВт;

Q_расч.о = Р_{УЛ (ДРЛ)} *tg_(ДРЛ) = 42 000*1,441 = 60,522 квар;

Итоговая нагрузка завода:

Р_з = 14 260,3 + (0,1*14 260,3) = 15 686,4 кВт;

Q_з = 9778,06+ (0,02*9778,06) = 9973,62 квар;

Где коэффициенты 0,1 и 0,02 учитывают приближенно потери ЭЭ в трансформаторах Величина тока, потребляемого заводом:

где Si — полная мощность соответствующего цеха;

Ui — напряжение распределения, в зависимости от характера нагрузки (высоковольтная или низковольтная).

4. Расчет графиков нагрузки.

Из справочника выбираем типовой график нагрузки для ремонтно-механических заводов. Этот график имеет 10 ступеней мощности. Суточный изображен на рис. 5.1.а, а годовой на рис. 5.1.б. Таблица 5.1. отражает эти графики.

Таблица 5.1.

Рис. 5.1.а. Суточный график нагрузки Построим годовой график нагрузок.

Рис. 5.1.б. Годовой график нагрузки Из табл. 5.1. и рис. 5.1 определим среднее значение мощности в течение суток:

(5.1).

где Т_iступ.с — время действия каждой ступени в течение суток, ч;

Р_iс% — мощность каждой ступени графика нагрузки,%;

Р₁ — максимальная мощность, кВт.

кВт Определим объем электроэнергии, потребляемой предприятием за год:

85 969 814,7кВт*ч Тогда время использования максимальной нагрузки определится по формуле:

ч (5.2).

Время наибольших потерь:

? = (0,124 + Т_м*10^-4)²*Т_г; (5.3).

где Т_г — количество часов в году, ч.

? = (0,124 + 5909*10^-4)²*8760 = 4477 ч.

Коэффициент заполнения графика:

5. Построение картограмм нагрузок предприятия.

ГПП промышленного предприятия желательно размещать в центре нагрузок. В этом случае параметры сети электроснабжения будут наиболее экономичными. Для этого необходимо определить геометрические центры всех цехов и графически, в масштабе, отобразить мощность, потребляемую каждым цехом, в соотношении с мощностью, затрачиваемой на освещение этого цеха. Расчет проведем для ремонтно-механического цеха, а далее по аналогии по и результаты занесем в табл. 6.1.

Определим радиус окружности, отражающей мощность цеха с учетом освещения:

(4,1).

где Р_р1 — расчетная мощность цеха, кВт;

m — масштаб, кВт/мм.

=25мм Определим угол, определяющий сектор окружности радиусом R, который отражает содержание нагрузки освещения в общей нагрузке цеха:

(4,2).

где Р_ро1 — нагрузка освещения механического цеха, кВт.

Определим координаты центра нагрузок предприятия по формулам:

(4,3).

где Х_i, Y_i — координаты геометрических центров цехов, м;

Р_i — расчетная мощность отдельного цеха, кВт.

В таблице считается произведение Р*Х и Р*Y для каждого цеха, а затем находится их сумма и отдельно считается сумма Р, после чего находится отношение для соответствующей координаты. В виду громоздкости последних выражений и их математической простоты, нет надобности приводить вычисления. Таким образом, из табл.6.1. координаты центра нагрузок промышленного предприятия, учитывая то, что начало координат, находится в левом нижнем углу генплана: Х = 291 м, Y = 339 м.

Результаты расчетов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Построение картограммы нагрузок предприятия.

Таким образом размещаем ЦРП в точке на генплане с координатами:

X =291 м Y =339 м.

6. Выбор варианта компенсации реактивной мощности.

Рассмотрим несколько вариантов, в зависимости от расположения компенсирующих устройств — на низкой стороне ТП, на высокой и смешанная установка на низкой и высокой сторонах одновременно. Необходимо выбрать наиболее выгодный вариант с учетом потерь в трансформаторах.

6.1 Установка КУ на стороне низкого напряжения ТП 0,38 кВ.

В этом случае.

Q_КУ НН =?Q_р.цi, (6.1).

где Q_р.цi— расчётные реактивные нагрузки НН цехов без учета потерь активной мощности в трансформаторах в виду их малости,.

Q_р.НН=9778,06 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП, питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки.

Далее определяем суммарную реактивную мощность групп ЭП — Qрасч.сумм., квар., определяем тип и требуемую мощность компенсирующих устройств Qку.треб.(на одну секцию), квар на каждой из секций подстанций согласно стандартному ряду. КУ устанавливаем на стороне НН каждой ТП.

По табл. 9.2 [5,221] принимаем к установке:

4*УКН-0,38−600 Н——— К_КУ=4,46 тыс. у.е., Q_ном=600 квар;

13* УКН-0,38−500 Н—— К_КУ=3,64 тыс. у.е., Q_ном=500 квар;

5* УКН-0,38−324 Н——- К_КУ=2,91 тыс. у.е., Q_ном=324 квар;

Их суммарная мощность 10 520 квар.

На заводе установлено 7 двух-хтрансформаторных и 1 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 1000 кВА;

1 двух-хтрансформаторная и 2 одно-трансформаторных КТП с трансформаторами мощностью по 630 кВА.

Капиталовложения на сооружение КТП по табл. 2−20 [4,132]:

K_2*1000 = 30,65 тыс. у.е.; K_1*1000 = 15,50 тыс. у.е.;

K_2*630 = 25,47 тыс. у.е. K_1*630 = 13,14 тыс. у.е.

На КТП принимаем к установке трансформаторы типа ТМ-630/10/0.4 и ТМ-1000/10/0.4 (по табл.2−93 из [2.263]).

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (6.7)-(6.9).

Принимаем при расчётах k_И.П.=0,05 кВт/квар.

; (7.2).

квар;

(7.3).

квар;

; (7.4).

кВт;

(7.5).

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

; (7.6).

кВт,.

Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (5.3):

(7.7).

?P1=4*2,9 + (1*0,603 ²+1*0,698 ^{2 +}2*0,663²)*9,33+.

15*5,3+(1*0,622 ² +2*0,612 ² + 2*0,655² + 2*0,696² + 2*0,622 ² + 2*0,698² + 2*0,82²+2*0,82 ²)*15,45 = (11,6+16,14)+(79,5+114,34) = 221,58 кВт.

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах завода с учётом того, что они работают при заданных k_Зi круглый год по [2]:

(7.8).

?W = 91,1*8760 + 130,48*4477 = 13,822*10⁵ кВт*ч где — время максимальных потерь, =4477 ч. из предыдущего расчета Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с₀=0,015 у.е./кВт*ч С_п1= *W₁; (7.9).

С_п1=0,015*13,822*10⁵= 20 733 у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ проведем по ф-ле 2−49 (2.63) с учетом нормативных коэффициентов экономической эффективности капитальных затрат:

З = р_Н К + С_Э = р_Н К +(С_а + С_т.р)К _.+ С_п (7.10).

где К — капитальные вложения на КТП и КУ, тыс. у.е.

р_Н — нормативный коэффициент экономической эффективности, р_Н = 0,125;

С_Э — ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

С_а — отчисления на амортизацию, С_а= 6,4% табл. 56.1 (3,526).

С_т.р — отчисления на текущий ремонт, С_т.р =3% табл. 56.1 (3,526);

С_п — стоимость потерь электроэнергии из расчета по ф-ле (7,10), тыс. у.е.

K_КУ=4*K_ку600+ 13*К_ку500+5*К_ку324 =4*4,46 + 13*3,64 +5*2,91 =79,71 тыс. у.е.

K_КТП=7*К_2*1000+1*К_1*1000 +1*К_2*630 +2*К_1*630.

K_КТП=7*30,65+1*15,5 +1*25,47+2*13,14 = 281,8 тыс. у.е.

К₁ = K_КУ + K_КТП =79,71 + 281,18 =360,89 тыс. у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта № 1 при сроке окупаемости 8 лет (p_Н=0,125):

З₁=0,125*360,89+(0,03+0,064)360,89+20,733 = 99,768 тыс. у.е. (7.12).

6.2 Установка КУ на стороне высокого напряжения ТП 10 кВ.

В этом случае Q_КУ ВН = Q_ВН = ?Q_р.цi + Q_тр, (7.13).

где Q_р.цi— расчётные реактивные нагрузки цехов, квар;

Q_тр — потери реактивной мощности в трансформаторах, квар;

Q_р.ВН= 10 756 квар.

Предварительно определяем требуемое количество трансформаторов, для чего распределяем мощности ЭП, питающихся от одних и тех-же подстанций, по группам. После этого определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы полной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери Q_тр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя) Далее аналогично п. 7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.2.

Приведенные потери мощности для n трансформаторов по (7.7):

?P₂= (10*2,9 + (2*0,785 ²+4*0,768 ^{2 +}4*0,717²)*9,33)+.

(14*5,3+(2*0,828 ² +2*0,715 ² + 1*0,538² + 3*0,786²+ 2*0,592 ² + 4*0,845^{2 )}*15,45) = (29+52,7)+(74,2+125,04) = 280,94кВт.

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8):

?W₂ = 103,2*8760 + 177,74*4477 = 16,998*10⁵ кВт*ч Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9).

С_п2=0,015*16,998*10⁵= 25 496,6 = 25,496 тыс. у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10).

З = р_Н К₂ + С_Э2 = р_Н К₂ +(С_а + С_т.р)К_2.+ С_п.

K_КУ=2*K_ку500+ 3*К_ку450+19*К_ку330 =2*3,23 + 3*2,62 +19*2,33 = 58,59 тыс. у.е.

K_КТП=6*К_2*1000+2*К_1*1000 +5*К_2*630.

K_КТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс. у.е.

К₂ = K_КУ + K_КТП =58,59 + 342,25 =400,84 тыс. у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта № 2.

З₂=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 113,28 тыс. у.е..

6.3 Смешанная установка КУ «50/50» на стороне 0,38 кВ ина стороне 10 кВ.

Согласно таблице 4.1 и по условию компенсации «50/50» мощности, подлежащие компенсации составят:

Q_КУ НН = Q_р.НН = = 4889,03 квар.

Q_КУ ВН = Q_р.ВН = = 5378 квар.

Определяем необходимую установленную мощность трансформаторов Sтр.уст.(кВА), их количество и коэффициенты загрузки с учетом прохождения через трансформаторы 50% реактивной мощности нагрузки и потерь в трансформаторах, учитывая что потери Q_тр уменьшают установленную мощность КУ на ВН (т.к. поток направлен от потребителя).

Далее аналогично п. 7.1. Результаты расчета приведены в таблице 7.3.

?P₃= (10*2,9 + (2*0,763 ²+4*0,748 ^{2 +}4*0,704²)*9,33)+.

(14*5,3+(2*0,81 ² +2*0,878 ² + 1*0,525² + 3*0,772²+ 2*0,578 ² + 4*0,837^{2 )}*15,45) = (29+50,24)+(74,2+129,59) = 283,035кВт.

Общие потери электроэнергии во всех трансформаторах по (7.8):

?W₃ = 103,2*8760 + 179,83*4477 = 17,092*10⁵ кВт*ч Стоимость потерь электроэнергии по ф-ле (7.9).

С_п3=0,015*17,092*10⁵= 25 637 = 25,637 тыс. у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение КТП и КУ по ф-ле (7.10).

З = р_Н К₃ + С_Э2 = р_Н К₃ +(С_а + С_т.р)К_3.+ С_п.

K_КУ=4*K_ку150+ 13*К_ку220+5*К_ку300 +2*К_ку320 +17*К_ку330.

K_КУ =4*2,15 + 13*3,15 +5*4,16 +2*4,4 +17*2,33 = 118,76 тыс. у.е.

K_КТП=6*К_2*1000+2*К_1*1000 +5*К_2*630.

K_КТП=6*30,65+2*15,5 +5*25,47= 342,25 тыс. у.е.

К₃ = K_КУ + K_КТП =118,76 + 342,25 = 461,1 тыс. у.е.

Суммарные годовые затраты для варианта № 3.

З₃=0,125*400,84+(0,03+0,064) 400,84+25,496= 126,62 тыс. у.е..

Таким образом суммарные годовые затраты для варианта № 1 при сроке окупаемости 8 лет (p_Н=0,125) являются минимальными и отличаются от остальных вариантов более чем на 10% в пользу экономичности.

З₁ = 99,768 тыс.у.е.

З₂ =113,28 тыс.у.е..

З₃ = 126,62 тыс. у.е..

Принимаем к исполнению вариант компенсации реактивной мощности на низкой стороне ТП-0,38 кВ.

7. Выбор оптимального варианта внутреннего электроснабжения.

7.1 Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода.

Размещаем ЦРП в центре нагрузок, в точке с координатами Х = 291 м, Y = 339 м. Составим и проанализируем различные варианты схемы электроснабжения с целью выявления оптимального. Три варианта схем внутреннего электроснабжения завода показаны на рис. 8.1, 8.2, 8.3.

Выбор оптимальной схемы внутреннего электроснабжения предприятия производится по минимуму приведенных затрат.

Приведенные затраты на кабельныхе линии определяются по формуле (8.1а).

З = р_Н К + С_Э = (р_Н +С_а + С_т.р)К + С_п.

где К -. капитальные затраты на приобретение кабеля, тыс.у.е.

К_о -.удельная стоимость кабеля, тыс.у.е./км р_Н — нормативный коэффициент экономической эффективности, р_Н = 0,125;

С_Э — ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. у.е./ год;

С_а — отчисления на амортизацию, С_а= 4,3% табл. 56.1 (3,526).

С_т.р — отчисления на текущий ремонт, С_т.р =2% табл. 56.1 (3,526);

С_п — стоимость потерь электроэнергии, тыс. у.е.

С_п = n*3*I_р ²*R₀*l* ?* ?

где n — число параллельно прокладываемых кабелей.

I_p-расчетный ток кабеля, А,.

l — длина кабельной линии, км.

— стоимость потерь1 кВт*ч, ?=1,5*10 ^-5кВт*ч/тыс.у.е;

R_o-удельное сопротивление кабеля, Ом/км.

?=4477ч.- время наибольших потерь.

З_КЛ= n *(р_Н +С_а + С_т.р)*К + n*3*I_р ²*R₀*l* ?*? (8.1б) Расчетный ток кабельной линии находим по формуле:

(8.2).

где Р_р -расчетная мощность ТП, кВт.

U_н — номинальное напряжение кабеля, кВ.

n — количество кабелей в линии.

Расчетное сечение кабеля определяется по формуле:.

(8.3).

где j_э— экономическая плотность тока, А/мм². При Т_max=5909 ч по [2.628] j_э=1,2 А/мм².

Расчет приведенных затрат на кабельные линии представлен в табл.8.1,8.2., 8.3.

В настоящих расчетах кабели питающие цеха высоковольтной нагрузки не учитываются т.к. во всех вариантах схем они не меняются. Из схем представленных на рис. 8.1, 8.2, 8.3 составляем оптимальную. Учитывая сложность технико-экономического сравнения прокладки траншей для узлов по вариантам, чтобы избежать повторного счета (количество кабелей в траншеях по участкам для разных вариантов неодинаково) приведенные затраты на прокладку кабельных линий определим по формуле:

З_ПРОКЛ = р_н(С_{к о}* l_КЛ) (8.4).

где С_{к о} -удельная стоимость 1 м траншеи по количеству кабелей в ней, тыс.у.е;

l_КЛ - длина траншеи с одинаковым количеством кабелей в ней, м Проведем расчет приведенных затрат на кабельную линию W11' питающую по магистральной схеме подстанции ТП11, ТП12, ТП13 от ЦРП. Таким образом по ней протекает? расчетной мощности цехов № 3, 6, 7,9, 23, 24, т.к. по условию надежности электроснабжения питание выполняется двумя кабелями — W11', W11'':

ЭП № 3, 6, 7,9, 23, — второй категории, ЭП № 24 (3-ая категория).

P_11'= (P_р3 + P_р6+ P_р7+ P_р9 + P_р23 + P_р24)/2.

P_11'=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/2 = 2049 кВт Значение тока в кабеле определим по формуле (6,2):

I_p11''= P_p11' / (1,733*U_ном).

I_p11''= 2049/ (1,733*10) = 118,44A.

Определяем сечение жил кабеля по экономической плотности тока Jэ=1,2.

F_p11'' = I_p12 / 1,2 = 118,44/1,2= 98,7 мм².

принимаем ближайшее стандартное сечение жил кабеля ААШв (3120) по4.124.

при I_доп=240А, R_o=0,258 Ом/км C_ко= 3,08 у.е.

Ток в линии W11' при обрыве линии W11'' наибольший и составляет:

I_a= (P_р3 + P_р6+ P_р7+ P_р9 + P_р23 + P_р24)/1,73*U_ном.

I_a=(630,7+625,5+2337+209,5+48,83+245,1)/1,73*10=4098/1,73*10 = 236,9А Активное сопротивление кабеля при длине линии W11' по плану (рис. 8,1) L₁₂=200м:

R_11'= L₁₂* R_o=200*0,258 *10^-3 = 0,0516 Ом.

Стоимость кабеля при удельной стоимости 1 м С_{к о} = 3,08 у.е.

С_к11' = 200*3,08*10^-3 = 0,616 тыс. у.е.

Стоимость потерь электроэнергии в кабеле:

Сп_11'=3*118,44²*0,0516*0,015*4477*10^-6=0,146 тыс. у.е.

Общие приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию кабельной линии с учетом стоимости потерь энегии в ней при n=1 определим по формуле (6,1).

З₁₁ = (0,125+0,043+0,02)*0,616 + 3*118,44²*(0,258*200)*0,015*4477*10^-6= 0,262 тыс. у.е.

Рассчитаем аналогично все остальные кабели в этом варианте и все остальные варианты схемы электроснабжения и занесем результаты в табл. 8.1, 8.2, 8.3.Определим наиболее экономичный вариант, сравнивая стоимость узлов по вариантам.

Как видно из расчета, наиболее экономичным является 1-ый вариант состоящий из узлов:

Узел1 (таб.8,1 рис. 8,1) Зп=1,093 тыс. у.е./год Узел2 (таб.8,1 рис. 8,1) Зп=0,565 тыс. у.е./год Узел3 (таб.8,1 рис. 8,1) Зп=0,481 тыс. у.е./год Узел4 (таб.8,1 рис. 8,1) Зп=0,77 тыс. у.е./год.

Таким образом, оптимальным является первый вариант внутреннего электроснабжения,.

С суммарными приведенными затратами:

З= 2,909 тыс. у.е.

Для оптимального варианта схемы электроснабжения проведем подсчет затрат на прокладку кабельных линий по участкам, в зависимости от количества кабелей в одной укладке — n (шт), проложенных в траншее или по помещению, и взависимости от длины прокладки линии — L (м). Учитываем что удельная стоимость одного километра линии различается по количеству кабелй в ней, и приведена в таблице для каждого числа кабелей (n) в отдельности. Например: для n = 1 Суд=1,27 тыс. у.е./км.

Удельные стоимости прокладки кабельных линий взяты в соответствии с 4.130.

Приведенные затраты на прокладку кабельных линий составят:

З_ПРОКЛ= 0,125*5,62 254 = 0,703 тыс. у.е.

Таким образом схема внутреннего электроснабжения на напряжении Uн=10кВ более экономически выгодна чем при напряжении Uн=6кВ, что видно из таблиц 8,4 и 8,5.

Однако определяющим фактором в окончательном выборе являются:

а) приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки в.

варианте сети на 10 кВ (отсутствуют в сети 6 кВ),.

б) приведенные затраты на линиию W*ГПП-ЦРП при 10 и 6 кВ длинной L=1,5 км.

в) приведенные затраты на линии питающие ВВ нагрузку.

7.2 Расчет приведенных затраты на ТП 10/6 кВ.

Определим минимальные приведенные затраты на ТП 10/6 кВ для питания высоковольтной нагрузки.

Проанализируем два варианта питания трансформаторами 10/6 кВ разной мощности.

Намечаем два типоразмера трансформаторов S_ном =1600 кВА и S_ном =2500 кВА:

Вариант 1. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2×1600,.

питающих цеха № 20 Р_уст=1440 кВт, № 21 Р_уст=1260 кВт.

С учетом коэффициента спроса, в соответствии с расчетом нагрузки завода суммарная расчетная мощность составит (по таблице 4.1) — Р_р=2160кВт.

Вариант 2. Высоковольтная нагрузка получает питание от 2-х трансформаторов 2×2500кВА при Р_р=2160кВт.

Данные которых, определенные аналогично п. 7,.приведем в таблице 8.7.

Таблица 8.7. Справочные данные трансформаторов.

Технико-экономическое сравнение варианта № 1.

Номинальные мощности трансформаторов определим из следующих выражений[2].

Sном Р_р/1,4; (8.5).

Принимаем к установке следующие трансформаторы:

Т1,Т2: ТМ-1600/10 P_х=3,3 кВт, P_к=18,0 кВт, u_к=5,5%, i_о=1,3%, К_Т1=3,2 тыс. у.е.

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год по (5.7)-(5.9):

Q_х=1600*1,3/100= 20,8 квар, Q_к =1600*5,5/100= 88 квар;

= 3,3+0,05*20,8= 4,34кВт, =18+0,05*88= 22,4 кВт,.

К_з=2160 / 3200 = 0,675.

?Р₁₆₀₀= 4,34+0,675²*22,4 = 14,546 кВт.

Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов:

?Р₁= 2*14,546 = 29,092 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

W₁= 2*4,34*8760+2*0,675²*14,546*4477=1,354 *10⁵ кВт*ч,.

Стоимость потерь электроэнергии при стоимости потерь 1 кВт*ч с₀=0,015 у.е./кВт*ч:

С_п1=0,015*1,354*10⁵= 2,031 тыс. у.е.

Общие капиталозатраты на сооружение:

К₁ = 2*К_Т = 2*3,2 = 6,4 тыс. у.е.,.

Суммарные годовые затраты по первому варианту (ф-ла 5.10):

З₁= (0,125+0,064+0,03)6,4+ 2,031 = 3,433 тыс.у.е..

Технико-экономическое сравнение варианта № 2.

Таким образом принимаем к установке 2 одинаковых трансформатора по табл.8.1:

Т1, Т2: ТМ-2500/10 P_х=4,6 кВт, P_к= 23,5кВт, u_к=5,5%, i_о=1%, К_Т1= 4,6 тыс. у.е.,.

Потери мощности и энергии в трансформаторах за год:

Q_х= 2500*1/100 = 25 квар, Q_к=2500*5,5/100 = 137,5 квар;

= 4,6+0,05*25 = 5,85 кВт, =23,5+0,05*137,5 = 30,375 кВт, Приведенные потери мощности для 2-х трансформаторов найдем по формуле:

К_{з, 2} = 2160 / (2*2500) = 0,432.

?Р₂₅₀₀ = 5,85+0,432²*30,375 = 11,519 кВт.

?Р₁= 2*11,519 = 23,029 кВт.

Потери электроэнергии в трансформаторах за год:

W₂= 2*(5,85*8760 +0.432² *30,375 * 4477) = 1,533 *10⁵ кВт*ч, Стоимость потерь электроэнергии:

С_п2=0,015*1,533 *10⁵= 2,3 тыс. у.е./год,.

Общие капиталозатраты на сооружение:.

К₂ = 2*К_Т= 2*4,6 = 9,2 тыс. у.е.,.

Суммарные годовые затраты по второму варианту:

З₂= (0,125+0,064+0,03)9,2+ 2,3 = 4,315 тыс.у.е./год Таким образом, сравнивая приведенные затраты двух вариантов:

З₁= 3,433 тыс.у.е., З₂=4,315 тыс. у.е. /год,.

Приходим к выводу, что второй вариант 21 600кВА является наиболее экономичным.

Для питания высоковольтной нагрузки определяем два трансформатора ТМ-1600/10..

Таким образом, приведенные затраты на ТП10/6кВ для питания высоковольтной нагрузки составят:

З_{10/ 6} = 3,433 тыс.у.е..

7.3 Расчет приведенных затрат на кабельные линии питающие предприятие и высоковольтную нагрузку при напряжении «6кВ» и «10кВ».

Аналогично пункту 6 проведем расчет в табличной форме для вариантов 6 и 10 кВ:

Суммарная потребляемая мощность завода с учетом компенсации реактивной мощности на низкой стороне с учетом потерь мощности в распределительной сети согласно табл.4.1 Р_з =14 548,1 кВт.

Высоковольтная нагрузка получает питание непосредственно от ЦРП, либо посредством понижающей подстанции ТП5 10/6 кВ, расположенной вблизи ЭП № 20, № 21.

Определение аварийной токовой нагрузки кабельной линии W14 ГПП-ЦРП затрудительно так как сложно оценить одновременный выход из строя нескольких из шести кабелей, состовляющих линию.

Сведем результаты расчета пункта 8 в таблицу 8.9:

Таблица 8.9. Результаты сравнения затрат для вариантов «6кВ» и «10 кВ».

Как видно из расчета, выполнение сети на напряжение Uн=10кВ значительно дешевле. Таким образом признаем экономичным вариант «10 кВ» при суммарных приведенных затратах: З₁₀= 21,132 тыс. у.е.

7.4 Технико-экономический расчет по оптимальному варианту.

Воспользуемся результатами расчета по выбору сечений кабельных линий по оптимальному варианту (табл. 8,4) и проведем технико-экономическое сравнение сечений с целью определения минимума затрат (рис. 8,4), взяв из расчета значения токов и длин линий, на примере кабельной линии W1.

Расчет проведем в соответствии с методикой, приведенной в 5,59Результаты расчета занесем в таблицу 8,10.

По табл 8,4 — I_p12'' = 36A, L = 380 м.

Найдем приведенные затраты на линию по формуле (3,1) для нескольких стандартных сечений жил начиная с F = 25 мм² (F=(325) I_доп=90А, R_o=1,24 Ом/км C_ко=1,76 у.е.).

— приведенный допустимый ток по формуле:

I'_доп1 = 0,9 I_доп1 (8,7).

I'_доп1= 0,9 *90 =81 A.

— потери активной мощности в линии при действительной нагрузке по формуле:

P₁ =3 (I'_доп1)² R_o1 L₁ (Кз₁)² (8,8).

P₁ =3 (81)² 1,24 380 (0,4)²*10^-6= 1,484 кВт.

— потери электроэнергии в линии по формуле:

W₁ = P₁ Tmax (8,9).

W₁ = 1,484 5909.32 = 8769,1 кВтч/год.

— капитальные затраты на линию по формуле:

K₁= L₁ C_o1 (8,10).

K₁= 380 1,76= 669 тыс. у.е.

— стоимость потерь электроэнергии в линии по формуле:

С_п1 = W₁ (8,11).

С_п1 = 8769,1 0,015 = 131,54 у.е./год.

— суммарные приведенные затраты по формуле:

З₁ =(0,125 +0,043+0,02) К₁ +C_п1 (8,12).

З₁ =(0,125 +0,043+0,02) 669 + 131,54= 257,27 у.е./год.

Аналогичным образом просчитываем последующие большие сечения стандартного ряда, предпологая уменьшение приведенных затрат в связи с уменьшением потерь электроэнергии в кабеле. Это связано с тем что сопротивление жил кабеля с увеличением сечения, уменьшается. Результаты заносим в таблицу 8.10.

По минимальной величине суммарных приведенных затрат выбираем оптимальное сечение кабеля. Для линии W1 таким сечением станет F=(3×50)мм² при минимальных затратах З₁= 216,51 у.е.

Таблица 8.10. Результаты технико-экономическое сравнение сечений (рис. 8.4).

По результатам расчета, выбираем сечения кабелей, соответствующие минимуму приведенных затрат, как правило большее сечение.

Таким образом, суммарные приведенные затраты, при выбранных оптимальных сечениях кабелей и прочих равных условиях составят:

Таблица 8.9.

Результаты расчета затрат для оптимального варианта «10 кВ».

8. Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения.

8.1 Выбор оптимального напряжения.

Предварительный выбор напряжения системы внешнего электроснабжения проведем с учетом мощности субабонента, протекающей через трансформаторы ГПП.

Неизвестно, применяет ли субабонент систему компенсации реактивной мощности на стороне низкого напряжения 0,38кВ цеховых подстанций. Поэтому в расчетной мощности трансформаторов ГПП учитываем реактивные нагрузки мощности субабонента, приближенно оцененные по данным, полученным из расчета данного проектируемого предприятия. То-есть примем коэффициент мощности субабонента равным коэффициенту мощности проектируемого предприятия:

cos_суб = cosз =Pз/Sз.

cos_суб = cosз =14 548,1/18 092,4= 0,804.

Для определения напряжения системы внешнего электроснабжения согласно рекомендациям из (l<250км, Р<60 МВт) воспользуемся формулой Cтилла по [2]:

(9.1).

где lдлина питающей линии, км (l = 60 км).

Рпередаваемая мощность, учитывающая мощность субабонентов S_суб=32 MВА.

Р = S_суб + Sз.

P_суб = S_суб * cos_з = 37 *0,805 = 30 MВт.

Q_суб = S_суб * sin_з = 37 *0,514 = 19,028 мваp.

Р = Р_суб + Р _З = P_суб + Р_З = 30+14,548 = 44,545 MВт.

Q = Q_суб = 19,028 мвар

Предполагаем полную компенсацию реактивной мощности субабонента:

S_Р = == 44,545 МВА.

напряжения системы внешнего электроснабжения согласно формуле (9.1):

= 115,175 кВ.

Проанализируем три варианта исполнения системы внешнего электроснабжения:

U_ном = 35 кВ.

U_ном = 110 кВ.

U_ном = 220 кВ.

8.2 Выбор оптимального варианта главной понизительной подстанции (ГПП).

Выбор производится по условию минимума приведенных затрат в общем для разных вариантов напряжения и по минимуму приведенных затрат для трансформаторов, и методу экономических интервалов для ВЛ одного напряжения.

Поочередно рассмотрим варианты U=35кВ, U=110кВ и U=220кВ.

8.2.1 Техникоэкономический расчет варианта U=35 кВ.

Номинальная мощность каждого трансформатора ГПП 2-ух трансформаторной подстанции принимают равной 0,7 от прогнозируемого расчетного максимума нагрузки подстанции Намечаем три варианта мощности трансформаторов с учетом нагрузочной способности:

2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА, Справочные данные трансформаторов взяты в соответствие с 6, приведены в табл.9.1.

Таблица 9.1. Справочные данные трансформаторов.

Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим.

ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при P_ср= 9813,91 МВА:

(9.2).

По номограмме рис. 27.6 [3,29] при k_З.Г.=0,675 и продолжительности максимума t_max= 3 ч/сут. определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в соответствии с суточным графиком нагрузки:

. (9.3).

За счёт неравномерности годового графика нагрузки (недогрузки в летние месяцы) может быть допущена дополнительная перегрузка трансформаторов в размере.

. (9.4).

Определяем сумму допустимых перегрузок трансформаторов в нормальном режиме при максимальной нагрузке завода:

(9.5).

Так как допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем.

. (9.6).

2. Нормальный режим..

Коэффициент загрузки в часы максимума:

; (9.7).

Вариант 1:.

К_З1 = 44,545 / 2*25 = 0,891.

Вариант 2:.

К_З2 = 44,545/ 2*32= 0,696.

Вариант 3:.

К_З3 = 44,545/ 2*40=0,557.

С точки зрения работы в нормальном режиме приемлемы все варианты.

Впервом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода, поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:

S_{доп max} =1,3*2*25 = 65 44,545 МВА.

3. Послеаварийный режим.

Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):

Вариант 1:

1,4* S_ном.т =1,4*25=35 МВА. т. е.(35/44,545)*100%= 78,57%.

Вариант 2:

1,4*32 =44,8 МВА. (44,8 /44,545)*100%= 100,57%.

Вариант 3:

1,4*40= 56 МВА, т. е. (56/ 44,545)*100%= 125,7%.

При отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе должен пропустить всю потребляемую мощность. Суммарная мощность потребителей I-ой категории — (ЭП № 11, № 19, № 20, № 21) составляет Р_I=4178,26 кВт = 28,7%).

Суммарная мощность ЭП III-ой категории составляет Р_III=1462,2 кВт=10,1%).

Т.о. нагрузка по предприятию преимущественно II — ой категории Р_II= 61,2%.

Предполагая наличие потребителей I-ой, II-ой, III-ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:

Р_I = 28,7%; Р_II = 61,2%; Р_III = 10,1%.

Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III -ей и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.

Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.

4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (5.2)-(5.10).

Принимаем при расчётах k_И.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

; квар;

квар;

;

кВт;

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

; кВт, в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт; кВт, здесь k_з0,5— новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.

Вариант 2..

квар;

квар;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Вариант 3..

квар; квар;

кВт; кВт;

кВт;

кВт.

Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по формуле (9.8) [3,42]:

; (9.8).

=12,927 МВА;

= 15,217 МВА;

= 18,76 МВА;

На первом этапе целесообразна работа одного из трансформаторов при работе на первых ступенях графика нагрузки при коэффициенте загрузки (К_З). Далее, при определенной нагрузке и соответствующем коэффициенте загрузки (К_З0,5) трансформаторы работают параллельно. При этом переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины «мощности перехода», найденной по формуле (9.8).

Определяем коэффициенты загрузки трансформатора в обоих случаях для каждой ступени по вариантам, в зависимости от приведенных потерь мощности при — К_З или — К_{З 0,5} и заносим в табл. 9.2. Далее определяются потери электроэнергии в трансформаторах для каждой ступени графика по формуле:

кВт*ч/год,.

кВт*ч, Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл.9.2.

Таблица 9.2. Результаты расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (35кВ).

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

тыс у е.

тыс у е.

28,075 тыс. у.е. Суммарные затраты:

З₁ = 2*77*(0,125+0,064+0,03) + 33,593= 67,319 тыс. у.е.

З₂ = 2*86*(0,125+0,064+0,03) + 31,484= 69,152 тыс. у.е.

З₃ = 2*96*(0,125+0,064+0,03) + 28,075= 70,123 тыс. у.е.

Таким образом более экономичным является вариант с трансформаторами 25 000 кВА.,.

Итоговые затраты варианта 35 кВ кВ:

З₃₅ = 67,319 тыс. у.е..

8.2.2 Технико-экономический расчет варианта U=110 кВ.

Намечаем три варианта мощности трансформаторов:

2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,.

Таблица 9.3. Справочные данные трансформаторов 110кВ.

1.-Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим.

ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при P_ср= 9813,91 МВА:

Далее в соответствии с формулами (9.3)-(9.7) пункта 9.1.

Так-же как и в предыдущем пункте 9.1, допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем.

.

2. Нормальный режим.

Коэффициент загрузки в часы максимума:

;

Вариант 1:.

К_З1 = 44,545 / 2*25 = 0,891.

Вариант 2:.

К_З2 = 44,545 / 2*40= 0,557.

Вариант 3:.

К_З3 = 44,545 / 2*63=0,354.

С точки зрения работы в нормальном режиме с учетом систематической перегрузки приемлемы все варианты.

В первом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода, поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:

S_{доп max} =1,3*2*25 = 65 44,545 МВА.

3. Послеаварийный режим.

Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):

Вариант 1:.

1,4*25 =35 МВА. (35/44,545)*100%= 78,57%.

Вариант 2:.

1,4*40 =56 МВА. (56/44,545)*100%= 125,71%.

Вариант 3:.

1,4*63= 88,2 МВА, (88,2/ 44,545)*100%= 198%.

Предполагая наличие потребителей I-ой, II-ой, III-ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:

Р_I = 28,7%.

Р_II = 61,2%.

Р_III = 10,1%.

Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III -ей и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.

Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.

4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формуле (9.8) [3,42]:

Принимаем при расчётах k_И.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

; квар;

квар;

;

кВт;

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

; кВт, в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт; кВт, здесь k_з0,5— новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.

Вариант 2.

квар; квар;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Вариант 3.

квар; квар;

кВт;

кВт;

кВт;

кВт.

Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по (9.8) [3,42]:

;

=13,336 МВА;

= 23,34МВА;

= 32,35МВА;

Переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины «мощности перехода», найденной по формуле (9.8). Потери электроэнергии на первой ступени S₁=14,7 МВА составят:

кВт*ч/год,.

кВт*ч/год, Результаты расчёта по определению годовых потерь мощности и энергии по варианту (110 кВ) сведены в табл 9.4.

Таблица 9.4. Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (110кВ).

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

= 36,766 тыс. у.е.

= 32,0369 тыс. у.е.

= 27,64 тыс. у.е. Суммарные затраты:

З₁ = 2*84*(0,125+0,064+0,03) + 36,766 = 73,558 тыс. у.е.

З₂ = 2*109*(0,125+0,064+0,03) + 32,0369= 79,779 тыс. у.е.

З₃ = 2*136*(0,125+0,064+0,03) + 27,64 = 87,21 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 110кВ 2х25 000 кВА., З₁₁₀ = 73,558 тыс. у.е..

8.2.3 Технико-экономический расчет варианта U=220 кВ.

Намечаем два варианта мощности трансформаторов:

2*40 МВА, 2*63 МВА,.

Принимаем по таблице[3] следующие трансформаторы:

Таблица 9.5. Справочные данные трансформаторов.

Порядок расчета аналогичен предыдущему так как используем трансформаторы той же мощности, но на напряжение Uвн=220кВ.

С точки зрения работы в нормальном и аварийном режиме приемлемы все варианты.

Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов. Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по формулам (9.3)-(9.7) пункта 9.1.

Принимаем при расчётах k_И.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1..

квар;

квар;

кВт;

кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

кВт, в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт,.

Вариант 2..

квар;

квар;

кВт;

кВт;

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

кВт;

в двух параллельно работающих трансформаторах:

кВт.

Нагрузка, при которой необходимо переходить на работу с 2-мя трансформаторами.

= 23,038 МВА;

= 35,31 МВА;

Потери электроэнергии на первой ступени (S₁=14,7 МВА) составят:

кВт, Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ) сведены в табл.9.6.

Таблица 9.6. Результаты расчёта годовых потерь мощности и энергии (220 кВ).

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го варианта соответственно:

= 33,667 тыс. у.е.

= 35,388 тыс. у.е. Суммарные затраты:

З₁ = 2*169*(0,125+0,064+0,03) + 33,667 = 107,69 тыс. у.е.

З₂ = 2*193*(0,125+0,064+0,03) + 35,388 = 119,92 тыс. у.е.

Таким образом более экономичен вариант 220кВ 2х40 000 кВА., З₂₂₀ = 107,69 тыс. у.е..

8.3 Выбор оптимального варианта воздушной линии электропередачи (ВЛЭП).

Линия, питающая ГПП, выполнена воздушной линией электропередачи (ВЛЭП),.

Двухцепной, по количеству трансформаторов ГПП, в соответствии с требованиями надежности электорснабжения.

Расчет сводится к определению минимальных приведенных затрат и проводится по методу экономических интервалов.

8.3.1 Технико-экономический расчет варианта U=35кВ.

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потерь мощности в трансформаторах ГПП, и возможностью отключения ЭП 3-ей категории в аварийном режиме, составит:

;

I _расч =I_max= = 390,6 А.;

где — S_P — суммарная нагрузка предприятия и субабонента, кВт;

Р_ГПП — потери активной мощности в трансформаторах ГПП (35кВ), кВт;

U_Н — номинальное напряжение варианта исполнения ВЛЭП;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока j_э=1,0 А/мм² при Т_max>5000ч.

(по табл. 4−47 [2,628]) определим по формуле:

.F = 390,6/1.0 = 390,6 мм^2..

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке, намечаем три варианта исполнения ВЛЭП по 6:

а) АС-120/19 F=120 мм² (I_доп=380 А), r₀ = 0,249 Ом/км, К_о = 17,3 тыс. у.е.

б) АС-150/24 F=150 мм² (I_доп=445 А)., r₀ = 0,198 Ом/км, К_о = 17,8 тыс. у.е.

б) АС-185/29 F=185 мм² (I_доп=510 А)., r₀ = 0,162 Ом/км, К_о = 18,4 тыс. у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

К_Л1=17,3*60 = 1038 тыс. у.е.,.

К_Л2=17,8*60 = 1068 тыс. у.е.

К_Л3=18,4*60 = 1104 тыс. у.е.

По табл. 7.32 [2,358] находим значения активных сопротивлений проводов:

R_Л1=0,249*60 = 14,94 Ом;

R_Л2=0,198*60 = 11,88 Ом.

R_Л2=0,162*60 = 9,72 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

З_л1 = (0,125+0,024+0,04)*1038 +2*(3*I² * (14,94)* 4477*1,5*10^-8);

З_л2 = (0,125+0,024+0,04)*1068 +2*(3*I² * (11,88)* 4477*1,5*10^-8);

З_л2 = (0,125+0,024+0,04)*1104 +2*(3*I² * (9,72)* 4477*1,5*10^-8);

Изменяя значение тока в формулах для каждого из вариантов от 50А до 390,6А, получим значение затрат, зависящее от величины тока в линии в различные моменты времени, по результатам расчетов (табл.9.7) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 35кВ (рис. 9.1).

Таблица 9.7. Определение приведенных затрат ВЛ 35 кВ по экономическим интервалам.

Очевидно, что сечения АС-120 наболее экономично, чем сечение АС-150, АС-185 предпочтительнее. Это объясняется тем что, кривая для сечения АС-120, храктеризующая затраты, при минимальных нагрузках — значительно ниже, а при при максимальных нагрузках ненамного превышает остальные кривые, что видно из графика.

Т.о. принимаем сечение проводов двух-цепной линии — АС-120 (I_доп=380 А) при U=35кВ.

8.3.2 Технико-экономический расчет варианта U= 110кВ.

Ток, протекающий по линии:

I _расч = = 124,28 А.; I_max =2 I _расч=2*124,28=248,56 А;

Сечение провода марки АС при экономической плотности тока j_э=1,0 А/мм²:

= 248,56/1.0 = 248,56 мм^2..

Рассмотрим три варианта исполнения ВЛЭП.

а) АС-70/11 F=70 мм² (I_доп=265 А), r₀ = 0,428 Ом/км, К_о = 20,4 тыс. у.е.

б) АС-95/16 F=95 мм² (I_доп=330 А)., r₀ = 0,306 Ом/км, К_о = 21 тыс. у.е.

в) АС-120/19 F=120 мм² (I_доп3805 А)., r₀ = 0,249 Ом/км, К_о = 21,4 тыс. у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

К_Л1=20,4*60 = 1224 тыс. у.е.,.

К_Л2=21*60 = 1260 тыс. у.е.

К_Л3=21,4*60 = 1284 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

R_Л1=0,428*60 = 25,68 Ом;

R_Л2=0,306*60 = 18,36 Ом.

R_Л2=0,249*60 = 14,94 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

З_л1 = (0,125+0,024+0,004)*1224 +2*(3*I² * (25,68)* 4477*1,5*10^-8);

З_л2 = (0,125+0,024+0,004)*1260 +2*(3*I² * (18,36)* 4477*1,5*10^-8);

З_л3 = (0,125+0,024+0,004)*1284 +2*(3*I² * (14,94)* 4477*1,5*10^-8);

Построим зависимость Зп= f (I), по результатам (табл.9.8) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 110кВ (рис. 9.2).

Таблица 9.8. Определение приведенных затрат ВЛ 110 кВ по экономическим интервалам.

Принимаем сечение проводов двух-цепной линии — АС-120 (I_доп=510 А) при U=110кВ.

8.3.3 Технико-экономический расчет варианта U= 220кВ.

Ток, протекающий по линии, с учетом суммарной нагрузки предприятия, субабонента, а так-же потери мощности в трансформаторах ГПП, составит:

I _расч = = 62,14 А.;

Токоведущая часть линии выполнена стале-аллюминивым проводом марки АС.

Сечение провода при экономической плотности тока j_э=1,0 А/мм² при Т_max>5000ч:

= 124,28/1.0 = 124,28 мм^2..

С учётом требований по вознкновению коронного разряда и длительно допустимой токовой нагрузке (максимальный ток линии, в случае выхода из строя одной из двух составит 2I_расч = 2*62,14=124,28 А), намечаем три варианта исполнения ВЛЭП.

Рассмотрим сечения:

а) АС-240/32 F=240 мм² (I_доп=610 А), r₀ = 0,121 Ом/км, К_о = 30,6 тыс. у.е.

б) АС-300/48 F=300 мм² (I_доп=690 А)., r₀ = 0,125 Ом/км, К_о = 31,2 тыс. у.е.

в) АС-400/51 F=400 мм² (I_доп=835 А)., r₀ = 0,075 Ом/км, К_о = 35 тыс. у.е.

Капиталозатраты на сооружение линий:

К_Л1=30,6*60 = 1836 тыс. у.е.,.

К_Л2=31,2*60 = 1872 тыс. у.е.

К_Л3=35*60 = 2100 тыс. у.е.

Находим значения активных сопротивлений проводов:

R_Л1=0,121*60 = 7,26 Ом;

R_Л2=0,125*60 = 7,5 Ом.

R_Л2=0,075*60 = 4,5 Ом.

Приведенные затраты на сооружение ВЛЭП и потери электроэнергии, тыс.у.е.:

З_л1 = (0,125+0,024+0,004)*1836 +2*(3*I² * (7,26)* 4477*1,5*10^-8);

З_л2 = (0,125+0,024+0,004)*1872 +2*(3*I² * (7,5)* 4477*1,5*10^-8);

З_л2 = (0,125+0,024+0,004)*2100+2*(3*I² * (4,5)* 4477*1,5*10^-8);

Построим зависимость Зп= f (I), по результатам (табл.9.9) построим графики зависимости величины приведенных затрат от величины тока в линии 220кВ (рис. 9.3).

Таблица 9.9. Определение приведенных затрат ВЛ 220 кВ по экономическим интервалам.

Рис 9.3. Приведенные затраты ВЛ 220 кВ для сечений провода АС-240,АС-300,АС-400.

Принимаем сечение проводов двух-цепной линии — АС-240 (I_доп=610 А) при U=220кВ Результаты расчетов по выбору варианта внешнего электроснабжения завода сведем в таблицу 9.10, сравним приведенные затраты на сооружение ГПП и ВЛЭП по вариантам с учетом потерь электроэнергии, выберем оптимальный вариант.

Таблица 9.10. Результаты расчетов по выбору варианта системы внешнего электроснабжения завода.