В с учетом мощности компенсирующих устройств

Наименование ТП	Номер(а) цеха(ов) по генплану	Qв-н, квар	Qкн, Квар	Qбат, квар	cos j нн	Q’рн, квар	Ррн, кВт

 

Q’_рн = Q_рн - Q_бат,

 

Определение расчетных нагрузок цехов (подстанций) на стороне выше 1000 В производится в следующем порядке:

1) определяют расчетные нагрузки высоковольтных электроприемников;

2) определяют потери активной и реактивной мощности в цеховых трансформаторах;

3) определяют расчетные нагрузки цехов (подстанций) на стороне ВН.

Расчетная нагрузка высоковольтных электроприемников определяется из выражений (7), (9) и (10). Расчет удобно представить в таблице 2.9.

 

Таблица 2.9 - Расчетная нагрузка высоковольтных электроприемников

Наименование цеха	Ру, кВт	КС	cos j tg j	Р’р, кВт	Q’р, квар	S’р, кВА	Ки	P’см, кВт

 

Потери мощности в трансформаторах цеховых ТП рассчитываются по формулам

DP_т = DР_хх + К_з² DР_к.з., (18)

 

DQ_т = S_т.ном ^. 0,01(I_хх% + U_к%), (19)

 

где DP_т, DQ_т - соответственно активные и реактивные потери мощности в трансформаторе, кВт; кВАр;

DР_хх , DР_к.з - соответственно активные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт /3, т.2, с.245-261, 6, с.263-266/;

I_хх%, U_к% - соответственно ток холостого хода и напряжение короткого замыкания в %, А,В;

К_з - коэффициент загрузки трансформатора, который определяется из соотношения

 

, (20)

 

Расчетная нагрузка цехов (подстанций), приведенная к стороне ВН, будет отличаться от расчетной нагрузки на стороне НН на величину потерь мощности в трансформаторах. результаты вычислений удобно представить в таблице 2.10.

 

Таблица 2.10 - Расчетная нагрузка цехов, приведенная к стороне ВН

Наименование ТП	Номер(а) цеха(ов) по генплану	Ру, кВт	Ррн, кВт	Ррн, кВт	Sт.ном, кВА	Кз	DPт, кВт

Продолжение таблицы 2.10

DQт, квар	Рр.в., кВт	Qр.в., квар	Sр.в., кВА	П р и м е ч а н и е

 

Расчетная нагрузка предприятия в целом, приведенная к шинам 6-20 кВ ГПП/ГРП, определяется как сумма расчетных нагрузок всех цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории предприятия, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и несовпадения максимумов силовых нагрузок различных цехов во времени:

Р_рS = (SР_р + SР_р ) К_рм + SDР_т + SР_ро + Р_рот , (21)

Q_рS = ( SQ’_р + SQ’_рн)K_рм + SDQ_т + SQ_ро + Q_рот , (22)

 

, (23)

 

где Р_рот , Q_рот - соответственно активная и реактивная расчетная нагрузка освещения территории завода,Квт,кВАр;

К_рм - коэффициент разновременности максимумов силовой нагрузки /3, т.1, с.65; 6, с.63/.

 

В заключение данного раздела требуется получить обобщенные по предприятию показатели:

 

- коэффициент использования оборудования

 

; (24)

 

- коэффициент спроса

 

; (25)

 

- коэффициент мощности предприятия в период максимума нагрузки

 

, (26)

 

где 1...К - порядковые номера цехов, а Р_см, Р_у и Р_р - их средняя, установленная и расчетная активные мощности, включая все группы нагрузок.

 

 

2.3 Построение картограммы электрических нагрузок предприятия и определение их центра

 

Для выбора места цеховых ТП применяется картограмма нагрузок напряжением до 1 кВ, позволяющая наметить варианты расположения ТП, наиболее приблизив их к центрам нагрузок (рисунок Б.1)

Нагрузки цехов наносятся на площадки цехов в виде кругов, площадь которых графически изображает нагрузки в определенном масштабе (например, 1 кВА = 1 мм²).

При выполнении проекта можно считать, что нагрузка НН равномерно распределена по площади цеха и тогда центр круга будет совпадать с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане.

Осветительную и силовую нагрузки приемников напряжением до 1 кВ следует показать в виде отдельных секторов внутри круга. Цифровые значения нагрузок приводятся в виде дроби рядом с кругом: в числителе указывают силовую нагрузку, а в знаменателе - осветительную.

Нагрузка приемников выше 1 кВ должна также показываться отдельным кругом. Так как точное местоположение этой нагрузки на плане цеха не указано в задании, то соответствующий ей центр круга следует показывать несколько смещенным относительно центра круга, соответствующего нагрузке напряжением до 1 кВ.

 

Радиусы кругов определяются по формуле

 

, (27)

 

где Р_рi - расчетная активная нагрузка i-го цеха, кВт;

m - масштаб площади круга, кВт/мм² или кВт/см².

 

Картограммы нагрузок позволяют наглядно определить район центра нагрузок или расходов электроэнергии, пользуясь правилами нахождения центра тяжести плоского тела. Точное определение этого центра не имеет значения, так как оптимальное положение центра питания не совпадает с центром нагрузки, определенным по принципу центра тяжести плоского тела. Например, при двух нагрузках 0,4 кВ 800 и 200 кВА, расположенных на расстоянии 1000 м одна от другой, центр тяжести нагрузок будет находиться на расстоянии 200м от нагрузки 800 кВА по направлению к нагрузке 200 кВА. Если трансформатор поместить в этом центре, то придется передавать 800 кВА на расстояние 200 м и 200 кВА на 800 м. Вполне очевидно, что трансформатор следует разместить непосредственно у нагрузки 800 кВА [2].

Следует иметь в виду, что на реальном генплане предприятия трассы кабелей располагаются не по кратчайшим расстояниям, а по направлению проездов и проходов между зданиями цехов.

При выборе места для ТП, питающей цех, ее следует располагать со стороны питания. При агрессивной среде, создаваемой производством цеха, необходимо учесть розу ветров и по возможности поместить ТП с подветренной стороны.

Для предприятий с перемещаемым оборудованием рекомендуется по возможности равномерное и симметричное расположение ТП по отношению к плану цеха со сдвигом в сторону питания.

Для определения местоположения ГПП определяется центр электрических нагрузок предприятия. Координаты центра определяются по выражениям:

 

, , (28)

 

где P_pi - расчетная нагрузка до и выше 1000 В i-го цеха, кВт;

X_i, Y_i - координаты центра нагрузок до и выше 1000 В i-го цеха, м.

 

Выбор места РП в первую очередь определяется наличием двигателей напряжением выше 1000 В или электропечей с трансформаторами. Если имеются только одни цеховые ТП, то место РП выбирается на генплане по возможности смещенным от центра нагрузки ближе к источнику питания. Если по условиям Среды нельзя сделать встроенное или пристроенное распредустройство, например, из-за взрывоопасности, то сооружается отдельное здание РП.

Чрезвычайно важно, чтобы трансформаторные и преобразовательные подстанции всех мощностей и напряжений, начиная от 6-10 кВ и кончая 110-120 кВ, располагались возможно ближе к центру питаемых ими нагрузок. Отступления от этого правила неизбежно приводят к росту величины потерь энергии и к увеличению расхода проводникового материала в сетях. Распределительные пункты (РП) и другие коммутационные узлы без преобразования энергии, наоборот, выгоднее размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не было обратных перетоков энергии, так как это почти всегда приводит одновременно к перерасходу проводникового металла и к увеличению потерь энергии и капитальных вложений в сеть.

Для построения картограммы нагрузок расчетные данные целесообразно представить в таблицах 2.11-2.12.

 

Таблица 2.11 - Расчетные данные для построения картограммы

Номер цеха по генплану	Ppi , кВт	Ppоi , кВт	ri, мм	ai , град

 

Таблица 2.12 - Расчетные данные для построения картограммы

Номер цеха	Ppi , кВт	Xi, м	Ppi Xi, кВт.м	Yi, м	Ppi . Yi, кВт.м

 

В таблице 2.11 a есть угол сектора круга, характеризующего осветительную нагрузку. Угол сектора (a) определяется из соотношения активных расчетных (P_pi) и осветительных нагрузок (P_pоi) цехов.

 

 

2.4 Технико-экономический анализ схем электроснабжения предприятия

 

Данный раздел проекта является центральным по своей значимости. Выполнять его рекомендуется в следующей последовательности:

1) технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения.

2) технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внутреннего электроснабжения.

3) выбор оптимального варианта схемы электроснабжения предприятия.

Для выбора рациональной системы электроснабжения предприятия необходимо рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного из них.

При числе вариантов более двух экономическая целесообразность того или иного варианта определяется по годовым расчетным затратам:

 

З = К Е_н + С_э + У, (29)

 

где К - капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения, т.р.

 

К = К_л + К_а + К_т , (30)

 

Здесь К_л - капитальные затраты на сооружение линий, т.р.;

К_а - капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры, т.р.;

К_т - капитальные затраты на установку силовых трансформаторов, т.р.

 

Другие капитальные вложения сравниваемых вариантов принимаются одинаковыми.

Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, принимаемый в энергетике равным 0,15;

С_э - годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения, т.р.

 

С_э = С_а + С_п, (31)

 

где С_а - годовые амортизационные расходы, т.р.;

С_п – годовые расходы на оплату потерь электроэнергии в элементах системы электроснабжения, т.р.

 

С_а = Е_а К_а + Е_т К_т + Е_л К_л, (32)

 

где Е_а , К_т, Е_л - норма амортизационных отчислений соответственно на аппаратуру, трансформаторы и линии, т.руб;

У - годовой ущерб от перерывов электроснабжения.

Ниже рассматривается методика выполнения подразделов раздела 2.4.

 

 

2.4.1 Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения

 

Для выбора рациональной системы внешнего электроснабжения предприятия необходимо учитывать категорию потребителей электроэнергии, их мощность и расположение на генплане. Предприятия условно могут быть подразделены на: крупные с установленной мощностью электроприемников порядка 75-100 Мвт и более; средние с установленной мощностью в диапазоне от 5-7,5 до 75 Мвт; небольшие (мелкие) с установленной мощностью в пределах до 5 Мвт.

Основными источниками электроснабжения подавляющего большинства промышленных предприятий являются районные энергетические системы.

В зависимости от общей схемы электроснабжения, величины потребной мощности, территориального размещения нагрузок, требуемой степени бесперебойности, а также от наличия или отсутствия собственного источника питания от энергосистемы может быть подведено:

а) к одному общему для всего предприятия приемному пункту (УРП, ГПП, ЦРП, РН);

б) к двум и более приемным пунктам;

в) по схеме глубокого ввода на территорию предприятия сквозной магистрали (воздушной или кабельной) для непосредственного присоединения к ней трансформаторных подстанций без сооружения промежуточных узлов (ГПП, ЦРП и т.п.).

Схемы с одним приемным пунктом электроэнергии применяются при отсутствии специальных требований к бесперебойности питания и при относительно компактном расположении нагрузок. При нагрузках 1-й категории необходимы секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

Схемы с двумя и более приемными пунктами электроэнергии применяются: при наличии специальных требований к бесперебойности питания или при преобладании нагрузок 1-й категории; при наличии на объекте двух или более относительно мощных и обособленных групп потребителей; при развитии предприятия этапами; когда применение нескольких приемных пунктов является экономически целесообразным.

Связи с системой обычно осуществляются не менее чем двумя линиями и двумя трансформаторами (при связях на повышенном напряжении).

Все пункты приема энергии от энергетической системы, а также эти пункты и собственные электростанции должны быть связаны между собой кабельными или воздушными линиями или же токопроводами. При значительной мощности и длине связей они выполняются на повышенном напряжении.

Определение числа и пропускной способности питающих линий, а также выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП производится с учетом очередности пуска отдельных объектов и перспектив развития предприятия с с таким расчетом, чтобы в случае выхода из работы одной из питающих линий или одного из трансформаторов оставшиеся (с учетом допустимой перегрузки) обеспечили питание всех потребителей 1-й категории и основных нагрузок 2-й категории.

Основными электроприемниками 2-й категории являются такие, бесперебойная работа которых необходима для функционирования основных производств предприятия. При отсутствии точных данных о мощности нагрузок 1-й и 2-й категорий оставшиеся в работе линии предварительно выбираются на покрытие примерно 60-80% всей расчетной нагрузки. Полное резервирование предусматривается лишь в тех случаях, когда все нагрузки относятся к первой категории.

ПУЭ допускают производить питание нагрузок 2-й категории по одной воздушной линии напряжением 6 кВ и выше. При кабельной прокладке допускается питание по одной линии, если она выполняется не менее чем из двух кабелей, присоединенных через отдельные разъединители.

На практике для питания потребителей 1-й и 2-й категорий широко используют двухцепные воздушные линии. Это можно допустить, если на предприятии нет таких электроприемников, внезапные перерывы питания которых угрожают жизни людей, а также взрывами и разрушениями основного технологического оборудования. Двухцепные линии можно допустить и при наличии таких электроприемников, если для них предусмотрен специальный аварийный источник небольшой мощности. При выборе типа линии нужно учитывать также район гололедности и условия прохождения линии и режим работы предприятия. Если трасса ВЛ проходит по труднопроходимым участкам или местам, где имеет место большая вероятность повреждения, например участки, затопляемые во время паводка, или заболоченные, то лучше применить две одноцепные линии.

Здесь необходимо отметить главнейшие принципы, по которым строится схема электроснабжения на всех ее ступенях.

Первый принцип заключается в отказе от “холодного” резерва, все элементы системы электроснабжения должны нести постоянную нагрузку. Резерв должен быть заложен в самой схеме электроснабжения, в которой все элементы должны нести постоянную нагрузку, а при послеаварийном режиме они должны быть в состоянии воспринять на себя нагрузку временно выбывшего элемента путем перераспределения ее между оставшимися в работе частями сети с использованием допускаемой правилами перегрузочной способности электрооборудования.

Второй принцип заключается в раздельной работе линий и раздельной работе трансформаторов.

Параллельная работа приводит к увеличению токов короткого замыкания и к усложнению релейной защиты, особенно на коротких внутризаводских линиях.

Третьим принципом является глубокое секционирование всех звеньев системы электроснабжения, начиная от ГПП и ТЭЦ и кончая сборными шинами НН цеховых подстанций, а иногда и цеховых силовых распределительных пунктов. На секционных аппаратах предусматриваются простейшие схемы АВР.

Четвертый (основной) принцип заключается в максимальном приближении источников высокого напряжения к электроустановкам потребителей, благодаря чему сводятся к минимуму количество сетевых звеньев и число ступеней промежуточной трансформации и коммутации.

При выполнении курсового проекта рекомендуется поступать следующим образом:

В зависимости от категории потребителей предприятия по степени надежности для внешнего электроснабжения намечается одна или две линии. если нет ограничений и при значительном расстоянии от источника питания линии выполняются воздушными.

В случае сооружения ГПП предусматриваются трансформаторы связи с энергосистемой, номинальная мощность которых определяется по средней мощности предприятия с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1 кВ.

Зная мощность (S’_pS , S”_pS), передаваемую от источника питания, схему питания, стоимость электроэнергии, конструктивное выполнение линии, расстояние от источника питания и напряжения на шинах подстанции энергосистемы, определяют по номограммам [3, т.1, с.200] приблизительную величину рационального стандартного напряжения. Далее берут стандартные напряжения: одно ниже, а другое выше величины стандартного напряжения, определенной по номограммам. Естественно, следует рассматривать только те стандартные напряжения, которые имеет источник питания. Определив варианты напряжений схемы внешнего электроснабжения, следует привести краткое описание вариантов схем внешнего электроснабжения, учитывая, что в систему внешнего электроснабжения входят питающие линии и выключатели этих линий, стоящие на подстанции энергосистемы. При наличии на предприятии ГПП для удобства расчетов трансформаторы связи с энергосистемой вместе с низковольтными аппаратами со стороны высшего напряжения следует относить к системе внешнего электроснабжения.

Как следует из сказанного выше, для дальнейших расчетов необходимо знать следующие величины:

Q_кв - мощность компенсирующих устройств U выше 1 кВ, кВАр;

S_cмS - среднюю мощность предприятия с учетом Q_кв, кВА;

S’_pS - мощность, передаваемую от источника питания при отсутствии ГПП, кВА;

S”_pS - мощность, передаваемую от источника питания при наличии ГПП, кВА;

Мощность Q_кв может быть определена из условия баланса реальной мощности

Q_рS = Q_г + Q_кв, (33)

 

где Q_г - реактивная мощность, поступающая из энергосистемы, кВА.

Величина Q_кв может быть определена как

 

Q_кв = (0,8 ¸ 0,85) Q_рS , (34)

 

Оптимальное размещение мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1 кВ производится на основе технико-экономических расчетов [10] и в настоящем проекте не рассматривается.

Средняя мощность предприятия с учетом определяется из соотношений:

 

Р_смS = Р_рS / К_м, Q_смS = (Q_рS - Q_кв) / К_м , (35)

 

где К_м - коэффициент максимума на шинах ГПП(ГРП), определяемый как отношение

 

К_м = К_с / К_и , (36)

 

где К_и и К_с - обобщенные по предприятию показатели, определяемые по формулам (24) и (25).

 

В случае сооружения двухтрансформаторной ГПП трансформаторы, выбираемые по средней мощности предприятия, должны иметь коэффициент загрузки К_з ³ 0,5-0,8 в нормальном режиме и К_з £ 1,4 - в аварийном.

Расчетная полная мощность, передаваемая от источника питания при отсутствии ГПП, может быть определена из соотношения:

 

, (37)

 

Расчетная полная мощность, передаваемая от источника питания при наличии ГПП, отличается от S”_pS на величину потерь мощности в силовых трансформаторов ГПП и может быть определена по формуле:

 

, (38)

 

Расчет технико-экономических показателей вариантов схем

 

На рисунке Б.2 в качестве примера приведена схема варианта питающих линий системы внешнего электроснабжения, на которой рассмотрим порядок расчета технико-экономических показателей.

Предварительно выбирают головные выключатели по номинальным данным ( U_ном ³ U_{ном.уст.}; I_ном.дл. ³ I_{макс.раб} ; S_{ном.откл} = S_{расч.откл.}).

Максимальный ток линии

 

, (39)

 

Для определения мощности, отключаемой выключателями, намечается расчетная точка к.з. К-1, а затем составляется схема замещения для трехфазного к.з. в точке К-1 (рисунок Б.3) и определяются параметры схемы замещения в относительных базисных единицах (при S_б и U_б ).

Сопротивление системы в относительных базисных единицах

 

Х_с*б = Х_c* S_б / S_с . (40)

 

Сопротивление обмоток 3-х обмоточного трансформатора в относительных базисных единицах определяется по выражению

 

Х_т*б = 0,01 U_к % S_б / S_т.ном , (41)

 

 

где U_к% - напряжение короткого замыкания в процентах между обмотками, по которым протекает ток повреждения.

 

Суммарное сопротивление цепи от источника питания до точки КЗ К-1:

Х_S*б = Х_c*б + Х_т*б . (41)