Определяем мощность, требуемую на освещение завода

м²;(16)

кВт; (17)

квар. (18)

Суммарная мощности завода:

кВт;

квар;

Суммарная мощность с учетом коэффициента одновременности и компенсации будет рассчитана далее.

2.2 Расчет мощности компенсирующих устройств узла нагрузки

Воспользуемся методом, предложенным компанией «Матик-Электро», который позволяет достичь оптимального коэффициента мощности и снизить мощность цеховых трансформаторов:

, (19)

где - расчетная активная мощность узла нагрузки, кВт; К - коэффициент пропорциональности, который зависит от текущего значения коэффициента активной мощности и требуемого для компенсации перетоков реактивной мощности питающих сетей узла нагрузки.

Расчетную мощность низковольтных БСК округляют до ближайшей (по стандартной шкале) мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ).

Примечание: устанавливать компенсирующие устройства мощностью менее 150 квар обычно экономически не выгодно, на шинах низшего напряжения может быть установлена компенсирующая установка большей мощности, чем по расчету.

Требуемый будет равен 0,96; для нахождения расчетного воспользуемся данными таблицы 4.

Рассмотрим расчет на примере цеха № 17 (испытательная станция):

кВт, квар; тогда ,

Для двух по таблице 2 [15] находим коэффициент пропорциональности К=0,43.

квар.

По полученному значению выбираем ККУ стандартной мощности 4Ч150 квар (АКУ 0,4-150-25У3).

Итоговая мощность цеха с учетом установленных батарей равна:

квар;(20)

кВ·А. (21)

Таблица 4 - Расчет мощности компенсирующих устройств (продолжение)

2.3 Определение расчетных нагрузок на шинах низшего напряжения пункта приема электроэнергии

Расчётные значения нагрузок на шинах НН ППЭ определяются по расчётным значениям активной и реактивной мощности всех отходящих линий с учётом коэффициента одновремённости максимумов силовой нагрузки и расчётной мощности осветительной нагрузки территории предприятия.

- расчётная активная мощность

, (22)

где - расчётное значение активной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения ППЭ, кВт; - суммарное значение расчётных активных мощностей всех отходящих линий, кВт; - коэффициент одновремённости максимумов силовой нагрузки в рассматриваемом узле потребления; - расчётное значение активной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВт.

- расчётная реактивная мощность

, (23)

где - расчётное значение реактивной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения ППЭ, кВ•Ар; - суммарное значение расчётных реактивных мощностей всех отходящих линий, кВ•Ар; - расчётное значение реактивной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВ•А.

- расчётная полная мощность

, (24)

Найдем расчетные максимумы в точке 3 () с учетом потерь в кабельных линиях 6-10 кВ (, т. е 5%):

кВт;

квар;

кВ•А.(24)

При определении расчётных нагрузок на шинах распределительных пунктов и шинах низшего напряжения РУ ППЭ, значение коэффициента одновремённости максимумов силовой нагрузки определяют по [4] в зависимости от значения средневзвешенного коэффициента использования и числа присоединений, рассматриваемого узла нагрузки.

Расчётные нагрузки на высшем напряжении ППЭ определяют по расчётным нагрузкам на шинах РУ низшего напряжения ППЭ с учётом потерь в силовых трансформаторах ППЭ, но так как трансформатор еще не выбран, расчет произведем сразу после его выбора.

3. Построение картограммы нагрузок предприятия

Задачи, решаемые при проектировании систем промышленного электроснабжения, разнообразны по своему содержанию и по сложности, решать которые при проектировании становится все сложнее. Это объясняется тем, что проектировщикам приходиться оперировать с большим количеством исходных данных, объем которых постоянно увеличивается. В первую очередь это относится к возросшему числу электроприемников. Большой объем данных и постоянный его рост привели к широкому внедрению вычислительной техники в проектную практику, что потребовало разработки иных подходов к проектированию.

Для определения оптимального местоположения пункта приема электроэнергии (ППЭ) и цеховых подстанций (ТП), при проектировании системы электроснабжения, на генеральный план предприятия наносится картограмма электрических нагрузок.

Картограммой нагрузок называют план, на котором изображена картина средней интенсивности распределения нагрузок приемников электроэнергии.

Геометрические изображения средней интенсивности распределения нагрузок на картограмме выполняют различными способами. Наиболее простой из них состоит в изображении степени интенсивности распределения нагрузок при помощи кругов. Он состоит в следующем. В качестве центра круга выбирают центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника электроэнергии; значение его находят из условия равенства расчетной мощности площади круга:

,(25)

где - радиус круга; - масштаб; , откуда выразим :

.(26)

Каждый круг может быть разделен на секторы, площади которых равны соответственно осветительной и силовой нагрузкам. В этом случае картограмма дает представление не только о значениях нагрузок, но и об их структуре.

Осветительная нагрузка приемников электроэнергии (цехов, промышленного предприятие в целом и т.п.) показывается на картограмме в виде сегментов круга. Угол сектора определяется по формуле:

,(27)

где - активная мощность осветительной нагрузки i - го цеха, кВт.

Пример расчета покажем на цехе № 2 (Механический цех № 1). Результаты расчетов остальных цехов сведем в табл. 6.

Радиус окружности находим по формуле (26):

мм

Осветительная нагрузка показывается в виде сегментов круга. Угол сектора определяется по формуле (27):

Постановка любой задачи оптимизации зависит от математических средств, которыми располагает исследователь. Для выбора места расположения пункта приема электрической энергии, мы имеем два показателя оптимизации, это показатели разброса, который приводит к уменьшению затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения, и центр электрических нагрузок.

Целевая функция задачи принимает наименьшее значение в ЦЭН, координаты которого мы определили. Следовательно, разброс нагрузок приемников электрической энергии относительно источника питания, расположенного в ЦЭН, наименьший. В этом случае расположение ППЭ в ЦЭН является по затратам наивыгоднейшим.

Однако следует отметить, что не во всех случаях возможна установка пункта приема электроэнергии в центре электрических нагрузок. Это, например, невозможность подвода линий электропередачи к ППЭ из-за сооружений (зданий, цехов и т.п.) расположенных на пути прокладки ЛЭП. Поэтому следует выбирать место расположения ППЭ из условия минимальных затрат на сооружение (возможность привязать его к зданию цеха) и на эксплуатацию системы электроснабжения, т.е. как можно ближе к центру электрических нагрузок в сторону системы питания.

Координаты ЦЭН находятся по формулам:

;(28);

,(29).

где , - координаты центра электрических нагрузок для i - го цеха.

- расчетная нагрузка i - го цеха.

Таким образом, центр электрических нагрузок авторемонтного завода находится в точке с координатами (73,87;87,99). Согласно полученным данным по таблице 6. строим картограмму нагрузок (см. рис. 6). Пункт приема электрической энергии от системы, по экономическим соображениям и удобства эксплуатации, привяжем к (75,00;80,00), практически в центре электрических нагрузок.

Таблица 6 - Картограмма электрических нагрузок

Для 6 кВ нагрузки:

Таблица 6 (продолжение)

Рисунок 6 - Картограмма электрических нагрузок авторемонтного завода

4. Расчет системы питания

Основными задачами данного раздела являются:

- выбор рационального напряжения системы питания;

- выбор силовых трансформаторов ППЭ;

- выбор схем распределительных устройств высшего напряжения;

- выбор питающих линий электропередачи;

- выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ.

Система электроснабжения любого предприятия может быть условно разделена на две подсистемы - это система питания и система распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие ЛЭП и ППЭ (ПГВ или ГПП), состоящий из устройства высшего напряжения, силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения.

Комплекс основных вопросов при проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий наряду с выбором общей схемы питания и определением целесообразной мощности силовых трансформаторов включает в себя выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку последними определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы и распределения. Под рациональным напряжением понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат.

В проектной практике обычно используют следующие выражения для определения приближенного значения рационального напряжения :

кВ,(30)

где - значения расчетной нагрузки завода, МВт, - расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

Затем намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше , а другое больше ) и на основе ТЭР окончательно выбирается напряжение питания предприятия. В нашем случае это 35 кВ и 110 кВ.

4.2 Компенсация реактивной мощности

Определив расчетную нагрузку на шинах 6 кВ, необходимо решить вопрос о потоках реактивной мощности. Мощность, которую может потреблять предприятие от энергосистемы, можно определить через нормативное значение коэффициента реактивной мощности :

,(31)

где - базовый коэффициент реактивной мощности для сетей 6-10 кВ присоединенный к шинам п/ст с высшим классом напряжения 110 кВ, равный 0.5.

Согласно приказ Минпромэнерго РФ №49 от 22.02.2007 предельные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, для потребителей, присоединенных к сетям напряжением ниже 220 кВ, определяются в соответствии с приложением к настоящему Порядку.

Тогда экономическая величина реактивной мощности в часы максимальных активных нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителя:

(32)

Величина получилась предельной, следовательно приказ Минпромэнерго РФ №49 от 22.02.2007 не нарушается.

4.3 Построение графиков нагрузок

Графики электрических нагрузок дают представление о характере изменения нагрузок в течение характерных суток или всего года. Графики электрических нагрузок используются при определении потерь электроэнергии в элементах СЭС, а также при выборе силовых трансформаторов и других целей.

Для построения суточных графиков нагрузки по предприятию в целом необходимо знать суточные графики нагрузок отдельных цехов и его подразделений. При учебном проектировании принимают за основу суточные графики, характерные для отрасли промышленности, к которой относится данное предприятие. За максимальную нагрузку принимается расчётная величина нагрузки по предприятию в целом с учётом потерь в элементах электрических сетей. Таким образом, по характерным отраслевым графикам нагрузок строят графики нагрузок данного предприятия.

Годовой график по продолжительности строится по характерным сезонным (суточным) графикам нагрузок. При построении рекомендуется принять продолжительность зимнего периода - 250 суток, летнего - 115 суток.

Таблица 7 - Суточный график нагрузок предприятия с учетом компенсации

Рисунок - 5 Суточные и годовой график нагрузки

4.4 Выбор силовых трансформаторов ППЭ

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных подстанций промышленных предприятий должен быть правильным, технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

При выборе числа трансформаторов необходимо учитывать требование резервирования потребителей, исходя из следующих соображений:

Потребители 1-й категории должны получать питание от двух независимых взаимно резервирующих источников электроэнергии, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Ввод резервного питания потребителей 2-й категории должен осуществляться действиями дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции необходимо иметь два трансформатора.

Потребители 3-й категории могут получить питание от подстанции с одним трансформатором при наличии «складского» резервного трансформатора.

При проектировании электроснабжения промышленного предприятия следует использовать трансформаторы с регулировкой напряжения под нагрузкой (система РПН).

Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов (автотрансформаторов) для питания нагрузок промышленных предприятий производят на основании расчетов и обоснований по изложенной ниже общей схеме:

1.Определяют число трансформаторов на подстанции.

2. Намечают возможные варианты номинальной мощности выбираемых трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме.

3. Определяют экономически целесообразное решение из намеченных вариантов, приемлемое для данных конкретных условий.

Выбор трансформаторов ППЭ производиться согласно ГОСТу 14209 - 2002. Мощность трансформаторов выбирают по суточному графику нагрузки предприятия и проверяют на послеаварийную перегрузку.

Среднеквадратичная мощность рассчитывается по формуле:

кВт; (33)

;

квар;(34)

кВ•А.(35)

При определении значений и по графику перетока мощности через трансформатор мощность трансформатора определяется (учтем, что для трансформаторов в зимний максимум допустимая нагрузка повышается на 20%):

Мощность одного трансформатора для n - трансформаторной подстанции:

кВ•А. (36)

МВ•А

Коэффициент предварительной загрузки :

.(37)

Коэффициент аварийной перегрузки К2 определяется по полной мощности, которая больше среднеквадратичной St Sср.кв. в период времени t.

(38)

где полная мощность по графику нагрузки, превышающая (=1), за период времени .

Если , следует принять , если , следует принять

Произведем выбор трансформаторов. Так как на предприятии имеются потребители I категории, то устанавливаем двухтрансформаторную подстанцию, выберем и проверим трансформаторы в следующей последовательности.

Предварительно выбираем трансформатор ТДН - 16000/110 с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и делаем проверку на эксплуатационную перегрузку по (37).

Коэффициент предварительной загрузки :

-коэффициент максимума

;

Коэффициент аварийной перегрузки (в работе один трансформатор):

Время перегрузки часов, из справочника[6] определяем и проводим сравнение с коэффициентом .

<1,369<1,500

Условие по перегрузочной способности для трансформатора в послеаварийном режиме выполняется, следовательно, трансформаторы подобраны правильно.

4.5 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения

Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми.

Рекомендуем при учебном проектировании использовать схемы ГПП с установкой выключателей на стороне высшего напряжения, если имеются потребители электроэнергии первой категории.

Распределительное устройство на стороне высокого напряжения примем по схеме:

Рисунок 7 - Схема РУ ВН

4.6 Выбор питающих линий электропередачи

Сечения проводов и жил кабелей выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов [6].

Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

1. нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током;

2. нагрев от кратковременного выделения тепла током КЗ;

3. потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушной линии электропередачи от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

4. механическая прочность - устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);

5. коронирование - фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.

6. Экономический фактор.

Влияние и учет перечисленных факторов в воздушных и кабельных линиях неодинаковы.

Выбор экономически целесообразного сечения ВЛ целесообразно производят по так называемой экономической плотности тока (так как в данном случае этот фактор является определяющим). Величина зависит от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки. Сечение питающей линии электропередачи для выбранного стандартного рационального напряжения определяется в следующей последовательности:

При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах. Для трансформатора ТДН-16000/110 из [7]: кВт, кВт, , %

Потери в трансформаторе:

кВт;(39)

;(40)

 квар.

Расчетная мощность с учетом потерь в трансформаторе:

кВ•А.

А.(41)

А. (42)

где - количество цепей на ЛЭП, - номинальное напряжение сети, - полная расчетная мощность завода с учетом потерь в трансформаторе.

Сечение провода рассчитывается по экономической плотности тока.

мм2,(43)

где . - расчетный ток, - экономическая плотность тока ( часа ).

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения. Предварительно выбираем алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС -70/11, но допустимый ток для этого провода равен 265 А, поэтому выбор производим по допустимому току и по условиям короны. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условия , по потерям U, и потерям на корону.

По ПУЭ допустимый предельный ток для провода сечением 95/16 мм² равен 265 А, следовательно и сечение по данному условию подходит. Удельные сопротивления провода (активное и реактивное) Ом/км, Ом/км.

Проверяем сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

(44)

Ом;(45)

Ом;(46)

< 5%. (47)

После аварийный режим:

Проверка проводников воздушной линии электропередачи по условиям короны и радиопомех производиться [1] для электроустановок напряжением 35 кВ и выше. Из практики проектирования проверку проводников по данным условиям проводят на напряжение 110 кВ и выше, учитывая, что минимальная площадь сечения токопровода на напряжение 110 кВ равняется 70 мм2.

При выполнении данного условия считаем, что сечение провода выбрано правильно. Для механической прочности воздушной линии ЛЭП следует брать провод со стальным сердечником.

По условию короны и радиопомех сечение АС-70/11 проходит.

Таким образом, выбранные провода ЛЭП-110 сечением 70 мм² с А удовлетворяют всем условиям проверки.

4.7 Выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ

Схема (рис. 8) одна из наиболее распространенных, применяется для трансформаторов без расщепления вторичной обмоткой мощностью до 25 МВ·А с вторичным напряжением 6 - 10 кВ. Поэтому выбираем схему распределительного устройства на стороне низкого напряжения:

Рисунок 8 - Схема РУ НН

5. Выбор напряжения системы распределения

Рациональное напряжение распределения электроэнергии выше 1000 В определяется на основании ТЭР и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности ЭП напряжением 6 кВ, 10кВ, наличия собственной ТЭЦ и величины ее генераторного напряжения, а также напряжения системы питания.

ТЭР не проводится в следующих случаях:

- если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15-20 %, то распределения принимается равным 10 кВ, а ЭП 6 кВ получает питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ;

- если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40 %, то распределения принимается равным 6 кВ.

(48)

Так как на нашем заводе нагрузка 6 кВ составляет 15 % от общей, то распределения принимаем равное 10 кВ.

5.1 Выбор схемы распределения электроэнергии

Схемы внутреннего электроснабжения делятся на: радиальные и магистральные. Радиальными называются схемы, в которых электроэнергию от центра питания передают прямо к цеховой подстанции без ответвлений на пути для питания других потребителей.

Магистральные схемы применяют в системе внутреннего электроснабжения предприятий в том случае, когда потребителей достаточно много и радиальные схемы питания явно нецелесообразны. Рекомендованы для потребителей второй и третьей категорий. Для данного проекта это КЛ: ГПП - цех №4 - цех №6 и т.п.

В практике проектирования и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий редко встречаются схемы, построенные только по радиальному или только магистральному принципу. Обычно крупные и ответственные потребители или приемники питаются по радиальной схеме. Средние и мелкие потребители группируются и их питание осуществляется по магистральному принципу.

5.2 Выбор силовых распределительных пунктов 10 кВ и 0,4 кВ

Для рационального использования РУ мощность РП должна выбираться таким образом, чтобы питающие его линии, выбранные по допустимому току и проверенные по току короткого замыкания, были полностью загружены (с учетом послеаварийного режима), а число отходящих линий от РП, как правило, должно быть не менее 8 - 10. Маломощные линии должны укрупняться, а если по условиям размещения нагрузок это не возможно, то следует применять магистральные схемы. Для данного проекта установка РП не целесообразна по экономическим соображениям. Питание будем осуществлять от ГПП к ТП непосредственно.

Если нагрузка цеха на напряжение до 1000В не превышает 150 - 200 кВ•А, то в данном цехе ТП можно не предусматривать, а электроприемники цеха запитываются с шин ближайшей ТП кабельными ЛЭП 0,4 кВ. Для этого проекта - это цеха №5, 7, 16.

5.3 Выбор мощности и места размещения цеховых трансформаторных подстанций

При проектировании рекомендуется применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП), изготовляемые на комбинатах, транспортируемые в собранном виде до места установки со всем оборудованием.

Число КТП и мощность трансформаторов на них определяется средней мощностью за смену цеха, удельной плотностью нагрузки и требованиями электроснабжения.

Количество трансформаторов согласно [1] устанавливаемых в цехе можно определить из выражения:

.(49)

Согласно СН 174-75 для трансформаторов цеховых подстанций следует, как правило, принимать следующие коэффициенты загрузки: