Электроснабжение промышленных предприятий

Нагрузка 6 кВ рассчитана отдельно, так как для нее не определяется мощность освещения и потери в цеховых трансформаторах. Так же данные эл. приемники работают в режиме опережающего cosφ (кроме насосной нагрузки).

Расчетная мощность освещения включена в нагрузку РМЦ, определим ее:

для освещения территории используем лампы ДРЛ – cosφ=0.9;σ=1.7 Вт/м2, КС=1. Площадь завода составляет 712430 м2. Отсюда:

 кВт;

 кВар.

Определение суммарной активной и реактивной мощности по заводу в целом:

где – суммарные мощности для приемников до 1000 В,

– суммарные мощности для приемников выше 1000 В,

КР.М. – коэффициент разновременности максимумов, учитывающий сдвиг максимумов нагрузки приемников друг относительно друга во времени.

– суммарные потери в цеховых трансформаторах.

Определение мощности компенсирующих устройств и полной мощности по заводу.

При проектировании системы электроснабжения предприятия энергосистема (для конкретного региона) задает экономически выгодную величину реактивной мощности QЭ, которую может потреблять нагрузка в часы максимума.

где tgφЭ – экономически целесообразный тангенс реактивной мощности определяемый в точке учета в часы максимальных нагрузок энергосистемы в квартальном максимуме для предприятия.

(27)

где tgφб – базовый коэффициент реактивной мощности применяемый для сетей 10 кВ присоединенным к шинам подстанции с высшим классом напряжения 35, 110, 220 кВ

k – коэффициент учитывающий различную стоимость электрической энергии в разных энергосистемах.

dmax - отношение потребляемой активной мощности потребляемой в квартал максимальных нагрузок энергосистемы к потреблению в квартал максимальных нагрузок потребителя.

Для «ОмскЭнерго» принимаются следующие коэффициенты:

tgφ = 0,4

k = 0,8

dmax = 0,7

Для данного предприятия установка БСК не нужна, т. к. потребляемая реактивная мощность ниже экономически целесообразной.

Полная мощность по заводу:

6. Определение центра электрических нагрузок (ЦЭН)

Центр электрических нагрузок предприятия необходим для определения места расположения ПГВ (ГПП), с точки зрения экономической целесообразности: наименьший расход проводников (каб. линий, шин, воздушных линий) распределительной системы завода.

Существует несколько методов определения ЦЭН, воспользуемся метолом, основанным на аналогии между центрами масс и электрическими нагрузками цехов. Координаты условного центра определяются по формулам:

, .

Таблица 6

Здесь:

Xi, Yi – условные ЦЭН цехов, принимаются равными центру тяжести цехов.

– радиус круга, определяющий нагрузку цеха. Нагрузка до 1000 В и выше рассматривается раздельно.

α=Р0*360/π*ri2*m – угол осветительной нагрузки.

m – масштаб (m=50 кВт/мм-0.4 кВ, m=100 кВт/мм-6 кВ).

Произведем расчет для модельного цеха:

РРi=509,535 кВт, РОi=26,48 кВт, Хi=72, Yi=41, ri=, ,

Расчет центра электрических нагрузок:

Так как установка ППЭ в точном геометрическом ЦЭН невозможна из-за нехватки место под строительство, то смещаем ППЭ в сторону питания.

7. Выбор системы питания

Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена условно на две подсистемы – питания и распределения электроэнергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередач (ЛЭП) и ППЭ. Для учебного проектирования принято считать, что канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями электропередач соответствующего напряжения. Поэтому после привязки ППЭ к какому-либо цеху порядок выбора системы питания необходимо проводить в следующей последовательности.

Графики нагрузок ПГВ

Выбор трансформаторов ППЭ производится по ГОСТ 14209–85, которым задаются графики допустимых систематических нагрузок для различных типов трансформаторов.

Прежде чем воспользоваться графиками, необходимо заданный суточный график нагрузки преобразовать в эквивалентный двухступенчатый.

Нагрузочная способность трансформаторов рассчитывается по следующему алгоритму:

1. Исходя из заданного графика нагрузки определяется среднеквадратичное значение полной мощности

 кВА,

где S1, S2,…, Sn – нагрузка трансформаторов по полной мощности на различных ступенях графика нагрузки длительностью соответственно t1, t2,…, tn.

2. На ППЭ устанавливаются два трансформатора мощностью

 кВА.

К выбору принимаем трансформатор ТДН-16000/110.

3. Определяем коэффициенты недогрузки и перегрузки.

Так как полная мощность двух трансформаторов больше максимальной суточной нагрузки предприятия, то проверка на перегрузочную способность не требуется.

Коэффициент аварийной перегрузки

.

Коэффициент загрузки:

4. Проверка на перегрузочную способность в ПАР:

Коэффициент начальной загрузки

Коэффициент перегрузки

Значение 0.9КМАХ равно 1.512. Так как оно больше 1.5, то трансформатор не проходит по перегрузочной способности в ПАР.

Выбираем трансформатор большей мощности ТРДН-25000/110. (трансформатор трехфазный, двухобмоточный с расщепленной обмоткой низкого напряжения, охлаждение масляное с дутьём, регулирование под нагрузкой).

Выбор схемы ППЭ высокого напряжения.

Схемы электроснабжения выбираются из соображений надежности, экономичности и безопасности.

При выборе схемы учитывается класс напряжения, место расположения ППЭ, расстояния от системы (ИП) до завода.

Так как на предприятии имеются потребители второй категории, перерыв электроснабжения которых допускается на время ручного ввода резерва, то присутствует необходимость установки двух силовых трансформаторов. Выбираем следующую схему электроснабжения:

Выбор ВЛЭП проводится по экономической плотности тока.

Экономически целесообразное сечение провода определяется из соотношения:

Где JЭК определяем по ПУЭ [2].

где

jЭК – экономическая плотность тока, равная 1.0 А/мм2.

Выбираем провод марки АС-70 с IДОП=265 А.

Проверяем выбранный провод на нагрев по длительно допустимому току:

в нормальном режиме IP<IДОП (72.1 А < 265 А).

в послеаварийном режиме 2Ip<IДОП (144.2 А < 265 А)

Проверка по потерям напряжения (ΔUнр<5%, ΔUпар<10%)

Потери напряжения в нормальном режиме:

Потери напряжения в после аварийном режиме:

Принимаем сечение 70 мм2.

Выбор рационального напряжения производится на основании ТЭР.

Для рассмотрения предварительных вариантов напряжения питания используется эмпирическая формула:

 кВ.

В нашем случае выбор рационального напряжения питания проводить не нужно, так как в задании дано напряжения питания, равное 110 кВ.

Мощность электроприемников на 6 кВ составляет 58% от суммарной мощности предприятия, поэтому принимаем без технико-экономического обоснования Uрац = 6 кВ:

Суммарная мощность по заводу в целом:

Суммарная мощность шестикиловольтной нагрузки:

Процент шестикиловольтной нагрузки 58%

Выбор числа РП, ТП и мест их расположения.

Прежде чем определить место расположения и число РП и ТП, приведем расчетные мощности цехов.

Таблица 7

Если нагрузка цеха (Sр) на напряжение до 1000 В на превышает (250) кВА то в данном цехе ТП можно не предусматривать, а электроприемники цеха запитываются с шин ближайшей ТП кабельными линиями (0,4 – 0,66) кВ.

РП (6–10) кВ для питания ЭП выше 1000 В в цехе предусматриваются в том случае, если от РУ (6–10) кВ этого ЭП отходит не менее 7–8 ЛЭП (включая трансформаторы ближайших ТП), в противном случаи ЭП выше 1000 В запитываются от РУ (6–10) кВ ближайших РП или ППЭ. Это же правило следует применять при использовании двух напряжений в распределительной сети 6 и 10 кВ. Если число электроприемников невелико или они рассредоточены, то схему распределения следует выбирать по схеме: ЛЭП – трансформатор 10/6 кВ – ЭП 6 кВ.

Учитывая все это, предусматриваю установку ТП во всех цехах кроме: заводоуправления, РМЦ, станции осветления воды.

Так как в данном проекте расчетная реактивная мощность меньше экономически целесообразной, рекомендуемой АО-энерго, то установка компенсационных устройств не требуется.

Теория расчета компенсационных устройств.

Для рационального выбора мощности трансформаторов комплектных трансформаторных подстанций необходимо учесть скомпенсированную реактивную мощность т.е. с учетом размещения БСК по узлам нагрузки электрической сети.

Выбор мощности компенсирующих устройств (Qкм) по заводу в целом производится в разделе 5 исходя из баланса реактивных нагрузок на шинах 6 – 10 кВ ППЭ т.е.

Распределение реактивной мощности по узлам нагрузки производится одним из упрощенных аналитических методов, методом пропорционально реактивными нагрузками узлов. В этом случае величина мощности БСК (QКi) в каждом i-м узле нагрузки будет равна

Qнагр i – реактивная нагрузка в i – м узле

Qнагр S – сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.

Число КТП и мощность их трансформаторов определяется полной мощностью (Sр) цеха (цехов), удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6