Графическая часть курсового проекта - реферат

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

ВВЕДЕНИЕ

Системой электроснабжения (СЭС) называется совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. СЭС промышленных предприятий снабжают электроэнергией установки промышленных предприятий, к которым относятся электродвигатели, электропечи, осветительные устройства. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов, строительством электростанций. Передача электроэнергии на большое расстояние к центрам потребления осуществляется линиями электропередачи высокого напряжения. В настоящее время большинство потребителей получает электроэнергию от энергосистем. По мере развития электропотребления эти системы усложняются. В них включаются сети высокого напряжения, распределительные сети, а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию СЭС промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электроэнергии.

Переход на автоматизированную систему управления может быть успешным только в наличии средств автоматики и квалифицированных инженеров в области автоматизированного электроснабжения. Важной особенностью СЭС является возможность создания запасов основного используемого продукта электроэнергии. Вся получаемая электроэнергия немедленно потребляется. При непредвиденных колебаниях нагрузки необходимо точная и немедленная реакция системы управления, компенсирующая возникший дефицит. СЭС крупного предприятия свойственно наличия глубоких внутренних связей, не позволяющих расчленять системный комплексный подход, учитывающий взаимовлияние факторов и учет их динамичности. Под влиянием разнообразных возмущений происходит непрерывное изменение состояние системы. [5]

Задачей курсового проекта является правильный и обоснованный выбор:

- схемы электроснабжение предприятия,

- питающего напряжения,

- электрическое оборудования на главной понизительной подстанции (ГПП),

Целью настоящего курсового проекта является всесторонняя проверка полученных знаний в процессе обучения знаний и умения грамотно применять их при принятии решений во время выполнения настоящего курсового проекта.

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории электроприёмников

Приёмником электроэнергии (электроприёмником) является электрическая часть технологической установки или механизма, получающая электороэнергию из сети и расходующая её на выполнение технологических процессов.

Электроприёмники промышленных предприятий классифицируются по следующим признакам: напряжению, роду тока, его частоте, единичной мощности, надёжности электроснабжения, режиму работы, технологическому назначению, производственным связям, территориальному размещению.

По напряжению электроприёмники разделяются на две группы: до 1000 В и свыше 1000 В

По роду тока электроприёмники подразделяются на приёмники переменного тока промышленной частоты (50 Гц), постоянного тока и переменного тока частотой, отличной от 50 Гц (повышенной или пониженной).

Единичные мощности отдельных электроприёмников и электропотребителей различны - от десятых долей киловатта до нескольких десятков мегаватт. Суммарная установленная мощность электроприёмников также различна. По этому признаку все предприятия принято подразделять на небольшие (мелкие) - с установленной мощностью до 5 МВт; средние - от 5 до 75 МВт; крупные - от 75 до 1000 МВт.

По степени надёжности электроснабжения ПУЭ предусматривает три основные категории. Первая категория объединяет такие электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых допускается на время автоматического ввода резервного питания. Вторая категория объединяет такие электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых допускается на время необходимое для включения резервного питания силами эксплутационного персонала, но не более 1 суток. Третья категория объединяет электроприёмники, которые не подходят под указанные выше характеристики. Приёмники данной категории допускают перерыв в электроснабжении но не более одних суток.

К общепромышленным установкам относятся вентиляторы, насосы, компрессоры, воздуходувки и т. п. В них применяются асинхронные и синхронные двигатели трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц. Диапазон их мощностей различен. Данная категория электроприёмников относится как правило к первой группе категории надёжности и на ряде предприятий особенно химической промышленности к «особой» группе той же категории.

На промышленных предприятиях преобладает электропривод производственных механизмов. В зависимости от технологических особенностей механизма используются все виды двигателей переменного и постоянного тока различных мощностей и напряжением до 10 кВ. Как правило электропривод технологических механизмов относится ко второй категории надёжности. Ко второй категории надёжности относятся так же электросварочное оборудование, подъёмно-транспортное оборудование, электрические осветительные установки.

Разделение электроприёмников по категории надёжности зависит от назначения и места работы данного оборудования. К примеру подьёмно-транспортное оборудование может быть отнесено и к первой категории надёжности и ко второй категории надежности. Поэтому при выборе категории надёжности необходимо учитывать и другие факторы.

По заданию курсового проектирования число потребителей первой и второй категории надёжности 53 % от общего числа потребителей. К первой категории надёжности относятся такие электроприёмники перерыв в электроснабжении которых связан с опасностью для жизни людей, нанесение значительного ущерба народному хозяйству, расстройством сложного технологического процесса, повреждением оборудования, массовым браком продукции. Перерыв в электроснабжении приёмников первой категории допускается только на время автоматического ввода резервного питания.

Из приёмников первой категории выделяется «особая» группа, не допускающая перерыва в питании. В случае нарушения технологического режима при кратковременном перерыве в электроснабжении приёмников первой категории эти приёмники обеспечивают бесперебойный останов технологического процесса и предотвращают возможность взрыва, пожара или разрушения технологического оборудования. [6]

1.2 Конструктивное выполнение подстанций

Главной понизительной подстанции (ГПП) предприятия называется трансформаторная подстанция, получающая питание непосредственно от энергосистемы и распределяющая энергию на более низком напряжении по всему поверхностному и подземному комплексу предприятия или его части.

Распределительное устройство (РУ) называется электроустановка, служащая для приёма и распределения электроэнергии и состоящая из коммутационных аппаратов, устройств защита и автоматики, измерительных приборов, сборных и соединительных шин и вспомогательных устройств. РУ могут быть открытыми и закрытыми (ОРУ, ЗРУ) высокого (свыше 1000 В) и низкого напряжения (ВН, НН)

Подстанции (ГПП) 35 - 220 кВ объединяют три конструктивных узла: РУ высшего напряжения, трансформатор и РУ низшего напряжения в соответствии с рисунком 1 и рисунком 2.

Силовые трансформаторы устанавливают открыто на фундаментах с направляющими для катков и расположенными вокруг маслоприёмником. Для перекатки трансформаторов к месту установки прокладывают бетонированные дорожки или рельсы. В общем виде ГПП включает в себя ОРУ ВН (в зависимости от использования питающего напряжения), ЗРУ 6 - 10 кВ и ремонтную площадку.

Оборудование ОРУ установлено на «стульях», высота которых разрешает обходиться без внутренних ограждений. Вся территория подстанции ограждена. На порталах ОРУ и на здании ЗРУ устанавливаются молниеотводы для защиты оборудования от прямых ударов молнии. ОРУ включает в себя следующие узлы: подводимые линии электропередачи, разъединители, отделители, короткозамыкатели, разрядники и другие элементы первичной аппаратуры.

Оборудование ЗРУ размещается в здании или встраивается в производственный корпус к наружной стене которого примыкает ОРУ. В помещении ЗРУ размещается оборудование необходимое для удовлетворения собственных нужд предприятия.

1.3 Выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения

Системы электроснабжения разделяются на систему внешнего электроснабжения (воздушные линии от подстанции энергосистемы до главной понизительной станции ГПП или распределительного пункта ЦРП) и систему внутреннего электроснабжения (распределительные линии от ГПП или ЦРП до цеховых трансформаторных подстанций)

Системы электроснабжения может быть выполнена в нескольких вариантах, из которых выбирается оптимальный. При его выборе учитывается:

- степень надежности;

- обеспечение качества электроснабжения;

- удобство эксплуатации;

- возможность применения прогрессивных методов электромонтажных работ.

Основные принципы построение схем объектов:

а). максимальное приближение источников высокого напряжения от 35 до 220 кВ к электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода, размещаемыми рядом с энергоемкими производственными корпусами;

б). резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в схеме и элементах системы электроснабжения. Для этого линии, трансформаторы и коммутационные устройства должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме, после отключения поврежденных участков, принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов нагрузок;

в). секционирование шин всех звеньев системы распределения энергии, а также установка на них устройств АВР.

Схемы строятся по уровневому принципу. Обычно применяются два-три уровня. Первым уровнем распределения электроэнергии является сеть между источником питания объекта и подстанции глубокого ввода, если распределение производится при напряжении от 110 до 220 кВ, или между главной понижающей подстанцией и распределительным пунктом - напряжением от 6 до 10 кВ если распределение происходит на напряжении 6-10 кВ. Вторым уровнем распределения электроэнергии является сеть между распределительным пунктом и трансформаторной подстанции.

На небольших и некоторых средних объектах чаще применяются только один уровень распределения электроэнергии - между центром питания от системы и пунктами приема электроэнергии.

При радиальной схеме питающие линии от источника питания к каждому потребителю, распределительному пункту или трансформаторной подстанции выполняют без ответвлений на пути для питании других потребителей.

При магистральной схеме распределения электроэнергии питание нескольких потребителей осуществляется по одной или нескольким линиям, заводимым в распределительные пункты этих потребителей.

В практике эксплуатации предприятия широкое распространение получили следующие схемы распределения электроэнергии, радиальная и магистральная (характерные схемы показаны на рисунке 3 и рисунке 4). У данных схем есть свои преимущества и свои недостатки поэтому предприятия в целом используют комбинированную схему внутреннего электроснабжения, представляющую собой сочетание радиальной и магистральной схем.

При проектировании электроснабжения решается ряд основных вопросов, таких, как выбор источника электроснабжения, напряжения и трассы линий электропередачи от источника к промышленной пло­щадке и их конструктивного исполнения, числа, мощности и располо­жения понизительных подстанций, напряжения и способа выполнения распределительной сети по территории промышленного предприятия и др. Если имеется возможность полу­чения энергии от источника питания при двух и более напряжениях, выбор напряжения следует производить на основе технико-экономи­ческого сравнения вариантов. В технико-экономических расчетах (ТЭР) необходимо также учитывать сооружение новых или расширение существующих районных подстанций.

Напряжения 6 и 10 кВ на первой ступени распределения электро­энергии (от внешнего источника электроснабжения) применяют лишь для питания промышленных предприятий от собственной ТЭЦ, а также от вблизи расположенной ТЭЦ или понизительной подстанции энерго­системы, т. е. в ограниченных случаях. Значения этих напряжений должны подвергаться технико-экономическому анализу сравнением по приведенным затратам между собой и с более высокими напряжениями, которые используются для связи с энергосистемой (35, 110, 150, 220, 330 кВ) с учетом возможности применения электродвигателей на пред­приятии напряжением как 6, так и 0,66 и 10 кВ.

Напряжение 20 кВ не нашло широкого применения в энергоси­стемах и на промышленных предприятиях.

Напряжение 35 кВ имеет лучшие технико-экономические показатели при малых расстояниях или небольших на­грузках. Напряжение 35 кВ экономически целесообразно при передаче мощ­ности до 10 — 15 тыс. кВт на расстояния 15 — 20 км или 20 — 30 тыс. кВт — на 5 — 10 км;

Если нет дополнительной трансформации на РПС, то практически в любом диапазоне мощностей и расстояний следует отда­вать предпочтение напряжению 110 кВ, за исключением больших мощностей и расстояний (сотни тысяч киловатт и десятки километров), когда может выявиться целесообразность применения напряжения 220 кВ. При трансформации на РПС наиболее экономичным также оказывается напряжение 110 кВ.

Произведём выбор рационального напряжения ввода на ГПП предприятия.

Пользуясь номограммами [8, c тр. 106] выбираем рациональное напряжение ввода на ГПП 35/6 и 110/6, Полученное значение 70 кВ питающего напряжения находится между стандартными значениями напряжения 35 кВ и 110 кВ, но ближе к значению 110 кВ.

1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции

Согласно правил технической эксплуатации электроснабжение предприятия должно производится не менее, чем по двум питающим ЛЭП независимо от величины напряжения. Распределение электроэнергии в электрических сетях производится трёхфазным переменным током частотой 50 Гц номинальные напряжения которого установлены ГОСТ 721-77. Надёжность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов, которые как правило, работают раздельно. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов (при аварии с другим) обеспечивает полностью или с некоторыми ограничениями потребную мощность. Обеспечение потребной мощности может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения их установленной мощности). Поэтому на подстанциях всех напряжений применяются не более двух трансформаторов по соображениям технической и экономической целесообразности. Резервирование осуществляется при помощи складского и передвижного резерва. Двух трансформаторные цеховые подстанции применяются в тех случаях, когда большинство электроприёмников относится к первой или второй категории, которые не допускают перерыва в питании во время доставки и установки резервного трансформатора со склада.

Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течении всего срока службы (примерно 20 лет) при нормальных температурных условиях охлаждающей среды:

- температуре охлаждающей среды равную 20 ⁰ С;

- превышений средней температуры масла над температурой охлаждающей среды для систем охлаждения М и Д 44 ⁰ С и для систем охлаждения ДЦ и Ц 36 ⁰ С;

- превышении температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки 13 ⁰ С;

- отношении потерь К.З. к потерям Х.Х. равном пятикратному;

- при изменении температуры изоляции на 6 ⁰ С от среднего её значения при номинальной нагрузке равного 85 ⁰ С;

- во время переходных процессов в течении суток наибольшая температура верхних слоёв масла не должна превышать 95 ⁰ С и наиболее нагретая точка металла обмотки 140 ⁰ С (при t _среды = 20 ⁰ С);

Так же при неравномерном графике нагрузки допускается перегрузка трансформатора в часы максимума, но не более величины, определяемой по «Кривым кратностей допустимых перегрузок силовых трансформаторов». [3]

2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Исходные данные:

Максимальная активная мощность предприятия Р_МАХ – 17 МВт

Коэффициент мощности cos j - 0,92

Годовое число часов использования максимума нагрузки Тм – 4100 час/год

Количество потребителей I -категории - 53 %

Стоимость1 кВт × ч электроэнергии Со-164 коп/кВт ģ ч

Экономический эквивалент реактивной мощности Кэ - 0,1 кВт/кВАр

Мощность короткого замыкания S кз-850 МВ ģ А

Длина питающей линии l – 12,5 км

2.1 Расчет электрических нагрузок

Расчет ведется в соответствии с источником [6]

Зная Р max и Qmax и пользуясь указанным графиком построим графики фактической активной и реактивной текущей нагрузки рабочего дня.

Определим полную максимальная мощность предприятия. S_max МВ × А 9, c 5]

Построим фактический график активной и реактивной нагрузки, используя следующие формулы для определения активной Р МВт и реактивной Q МВАр мощности. [9, c 5]

Произведем необходимые вычисления

По полученным значениям построим фактический график реактивной мощности. График представлен на рисунке 7

Определим расход активной энергии за. сутки., МВт за сутки по площади графика активной нагрузки, по формуле [9, c 5]

где: Эа сут – расход активной энергии за сутки, МВт × ч;

Тсут – время, ч

å Р = (Р₁ • 4,0) + (Р₂ • 2,0) + (Р₃ • 9,0 + (Р₄ • 1,0) + (Р₅ • 4,0) + (Р₆ • 2,0) + (Р₇ • 2,0) = (17,0 • 4,0) + (16,49 • 2,0) + (15,47 • 9,0 + (14,79 • 1,0) + (14,62 • 4,0) + (14,28 • 2,0) + (10,54 • 2,0) = 68,0 + 32,98 + 139,23 + 14,79 + 58,48 + 28,56 + 21,08 = 363,12 МВт

Определяем среднюю активную мощность Р_СР за сутки. МВт [9, c 6]

Коэффициент заполнения графика К_СР ; [9, c 6]

где: Р_СР - средняя активная мощность за сутки МВт

Р_МАХ - максимальная активная мощность предприятия МВт

2.2 Расчет величины питающего напряжения

Произведём выбор рационального напряжения глубокого ввода на ГПП предприятия.

Значение питающего напряжения можно так же определить по формуле:

U = 16 ⁴ √ P • l

где: Р - максимальная мощность МВт

L - расстояние линии км

U = 16 ⁴ √ P • l

U = 16 ⁴ √ 17 • 12,5 = 61,09 кВ

Для дальнейших расчетов намечаем два варианта напряжения глубокого ввода 35/6 и 110/6.

Вариант 1 – 35/6 кВ

Вариант 2 – 110/6 кВ

Для каждого варианта в соответствии со схемой ориентировочно выбираем основное оборудование: линия, силовые трансформаторы, выключатели, отделители, короткозамыкатели.

Запишем исходные данные необходимые нам для дальнейших расчетов:

- максимальная мощность предприятия. S _МАХ = 18,48 МВА = 18480 кВА

- длина питающей линии L = 12,5 км

- стоимость1 кВт × ч электроэнергии C ₀ = 164 руб/кВт × ч

- экономический эквивалент реактивной мощности K _Э = 0,1 кВт/кВАр

- годовое число часов использования максимума нагрузки Т_М = 4100 ч

- коэффициент мощности cos j = 0,92

- вторичное напряжение на трансформаторе U ₂ = 6 кВ

- максимальная активная мощность предприятия Р = 17 МВт

- максимальная реактивная мощность предприятия Q = 7,242 МВ × Ар

- мощность короткого замыкания S кз-850 МВ ģ А

- количество потребителей I -категории - 53 %

Определяем технико-экономические показатели для каждого варианта

Определяем расчетный ток I _РАСЧ1 А (при максимальной нагрузке) с питающей линией на 35 кВ, по формуле [9,с.12]

Определяем расчетный ток I _РАСЧ2 А (при максимальной нагрузке) с питающей линией на 110 кВ, по формуле [9,с.12]

Находим сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока по формуле для первого варианта [9,с.12]

где J _ЭК - экономическая плотность тока по [1,таб.1.3.36] находим

J _ЭК = 1,1 для неизолированных алюминиевых проводов.

Находим сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока по формуле для второго варианта [9,с.12]

Принимаем линии с проводами. [1,таб.1.3.29]

Для 35 кВ – АС-150/19

Для 110 кВ – АС-50/8

По прайс листу определяем стоимость 1 км линии для 35 кВ руб. ( III район по гололеду) на унифицированных типовых железобетонных опорах стоимостью 1 км линии – 29,0 тыс., и для 110 кВ ( III район по гололеду) на унифицированных типовых железобетонных опорах стоимостью 1 км линии – 19,0 тыс. руб.

Выбираем для каждого варианта по два силовых трансформаторов по номинальной мощности

где: S _МАХ – полная (максимальная) потребляемая мощность, МВА

к_Н. – коэффициент допустимой перегрузки к_Н = 1,4

Шкала стандартных мощностей: 4: 6,3: 10: 16: 25: 32: 40: 63: 80: МВА

Произведём выбор трансформатора из данного ряда. По условию курсового проекта подходят трансформаторы на 16,0 МВА

Определяем коэффициент загрузки для принятых вариантов.

Для проверки выбранного трансформатора необходимо соблюдение следующего условия

1,4 • S _Н.М. > 0,6 • S _МАХ (2,12)

1,4 • 16 = 22,4 > 0,6 • 18,48 = 11,088

22,4 МВА > 11,088 МВА

Условие выполняется

Для первого варианта выбираем два трансформатора:

ТДТН 16000/35/6,3 – т рансформатор трёхфазный, трехобмоточный, наличие системы регулирования напряжения, принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, первичное напряжение 35 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ

- потери холостого хода Рх.х = 28,0 кВт

- потери короткого замыкания Рк.з .= 115,0 кВт

- ток холостого хода I х.х. – 0,95 %

- напряжение короткого замыкания – 16,5 %

Для второго варианта выбираем два трансформатора

ТДН 16000/110/6,3 – трансформатор трёхфазный, принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, первичное напряжение 35 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ

- потери холостого хода Рх.х = 18,0 кВт

- потери короткого замыкания Рк.з .= 85,0 кВт

- ток холостого хода I х.х.- 0,7 %

- напряжение короткого замыкания - 10,5 %

Таблица № 1 Каталожные данные для трансформаторов.

По току и нагрузки в аварийном режиме выбираем для каждого варианта оборудование

Вариант 1

Выключатель ВМД – 35

Вариант 2

Отделители ОД – 110 – М,

короткозамыкатели КЗ – 110 – М

Расчет капитальных затрат по вариантам сводим в таблицу.

Таблица № 2 Капитальные затраты по варианту 1.

Таблица № 3 Капитальные затраты по варианту 2.

Определяем эксплуатационные расходы для обоих вариантов

Потери активной энергии в линии ∆ Э_Л.ГОД кВт*ч. определяем по формуле:

∆ Э_Л.ГОД = n • ∆ Р_Л • ℓ • К² _З.Л. • τ (2,13)

где: n – число линий.

∆ Р_Л – потери активной мощности линий на один километр линии кВт/км.

К² _З.Л. – коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке.

τ – время потерь, ч

ℓ – длина питающей линии. км ℓ = 12,5 км

Потери активной мощности линий ∆ Р_Л кВт. определим по следующей формуле: (2,14)

где: R – полное активное сопротивление питающей линии Ом.

Для 35 кВ r _{0 35} = 0,2048 Ом/км

Для 110 кВ r _{0 110} = 0,666 Ом/км

Р – максимальная активная мощность линий Вт.

Q _. – максимальная реактивная мощность линий ВАр.

U – напряжения глубокого ввода В.

R = r ₀ • ℓ (2,15)

R ₃₅ = 0,2048 • 12,5 = 2,56 Ом

R ₁₁₀ = 0,666 • 12,5 = 8,325 Ом

Коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке К_З.Л. определяется по следующей формуле:

К_З.Л. = I _МАХ / I _ДОП

где: I _МАХ – ток в линии в рабочем режиме (расчетном), А.

I _ДОП – длительно допустимый ток на проводах (справочник) А.

К_З.Л.35 = I _МАХ / I _ДОП = 304,84/450 = 0,6774

К_З.Л.110 = I _МАХ / I _ДОП = 96,99/210 = 0,4619

Произведем вычисления потерь активной энергии в линии по вариантам.

∆ Э_Л.ГОД1 = n • ∆ Р_Л • ℓ • К² _З.Л. • τ = 2 • 713,55 • 12,5 • 0,6774² • 4100 = 33561290 кВт*ч..

∆ Э_Л.ГОД2 = n • ∆ Р_Л • ℓ • К² _З.Л. • τ = 2 • 234,92 • 12,5 • 0,4619² • 4100 = 5137357,4 кВт*ч..

Определяем приведенные потери активной энергии в трансформаторах ∆ Э_ТР.ГОД кВт*ч..определяем по формуле:

∆ Э_ТР.ГОД = n • ( ∆ P _Х.Х + к_Э ( I _Х.Х. • S _НОМ )/100) • Т + n • к_З.М. • ( ∆ P _К.З.. + к_Э • ( U _К.З. • S _НОМ )/100) • τ (2,16)

где: n - количество трансформатора

к_Э - экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр

∆ P _Х.Х. - потери мощности холостого хода, кВт

I _Х.Х. - ток холостого хода, %

S _НОМ. - полная максимальная мощность предприятия. МВ × А

Т – годовое число часов, час/год: Т = 8760 час/год

к_З.М - коэффициент загрузки трансформатора

∆ P _К.З.. - потери мощности короткого замыкания, кВт

U _К.З. - напряжение короткого замыкания, %

τ – годовое число часов использования максимума нагрузки, час/год

∆ Э_ТР.ГОД1 = 2 • (17,0 + 0,1 • (0,7 • 16000)/100) • 8760 + 2 • 0,5775 • (85 + 0,1 • (10,5 • 16000)/100) • 4100 = 494064 + 1198081,5 = 1692145,5 кВт*ч..

∆ Э_ТР.ГОД2 = 2 • (18,0 + 0,1 • (0,7 • 16000)/100) • 8760 + 2 • 0,5775 • (85 + 0,1 • (10,5 • 16000)/100) • 4100 = 511584 + 1198081,5 = 1709665,5 кВт*ч..

Определим стоимость потерь активной энергии С_П тыс. руб. применяя следующую формулу

С_П = С₀ • ( ∆ Э_Л.ГОД + ∆ Э_ТР.ГОД ) (2,17)

С_П1 = 0,01 • (11124422 + 1692145,5) = 128165,67 тыс. руб

С_П2 = 0,01 • (1484661,1 + 1709665,5) = 31943,266 тыс. руб

Определяем амортизационные отчисления: С_А , тыс. руб. применяя следующую формулу

С_А = Р_Л /100 * К_Л + Р_В /100 * К_В + Р_Т /100 * К_Т (2,18)

где: Р_Л : Р_В : Р_Т : – амортизационные отчисления на линию, выключатели и трансформаторы %

К_Л : К_В : К_Т : – стоимость оборудования линии, выключателя и трансформатора, отделителя и короткозамыкателя

С_А1 = 3,5/100 * 362,5 + 6,3/100 * 15,54 + 6,3/100 * 980 = 12,69 + 0,979 + 61,74 = 75,409 тыс. руб

С_А2 = 3,5/100 * 237,5 + 6,3/100 * (20,56 + 9,46) + 6,3/100 * 960 = 8,31 + 1,89 + 60,48 = 70,68 тыс. руб

Определяем отчисления на обслуживание оборудования: С_ОБС , тыс. руб. применяя следующую формулу

С_ОБС = Р_Л /100 * К_Л + Р_В /100 * К_В + Р_Т /100 * К_Т (2,19)

где: Р_Л : Р_В : Р_Т : – отчисления на обслуживание и текущий ремонт на линию, выключатели и трансформаторы %

К_Л : К_В : К_Т : – стоимость оборудования линии, выключателя и трансформатора, отделителя и короткозамыкателя.

С_ОБС1 = 0,5/100 * 362,5 + 1,0/100 * 15,54 + 1,0/100 * 980 = 1,81 + 0,16 + 9,8 = 11,77 тыс. руб

С_ОБС2 = 0,5/100 * 237,5 + 1,0/100 * (20,56 + 9,46) + 1,0/100 * 960 = 1,19 + 0,3 + 9,6 = 11,09 тыс. руб

Определяем общие эксплуатационные расходы: С_Э тыс. руб. применяя следующую формулу

С_Э = С_П + С_А + С_ОБС (2,20)

где: С_П – стоимость потерь активной энергии, тыс. руб.

С_А – амортизационные отчисления тыс. руб.

С_ОБС – отчисления на обслуживание оборудования тыс. руб.

С_Э1 = 128165,67 + 75,409 + 11,77 = 128252,84 тыс. руб.

С_Э1 = 31943,266 + 70,68 + 11,09 = 32025,036 тыс. руб.

Определяем общие ежегодные затраты при нормативном коэффициенте эффективности. З тыс. руб. применяя следующую формулу

З = С_Э + Р_Н • К (2,21)

где: Р_Н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложения

Р_Н = 0,15

З₁ = 128252,84 + 0,15 • 1358,04 = 128456,54 тыс. руб

З₂ = 32025,036 + 0,15 • 1227,52 = 32209,164 тыс. руб

Данные расчетов для обоих вариантов для удобства сравнения внесем в таблицу

Таблица 4 Экономические показатели

Так как при расчетах применяли два варианта то выбираем вариант с наименьшими капитальными и эксплуатационными затратами. При применении второго варианта капитальные затраты меньше, чем при первом варианты и эксплуатационные расходы также при втором варианте меньше, чем при первом варианте и значит можно остановится на втором варианте. Для проверки правильности принятого решения произведем расчет срока окупаемости применяя следующую формулу.

Так как срок окупаемости меньше чем 7 лет, то выбираем вариант с меньшими эксплуатационными расходами. У варианта 2 эксплуатационные расходы меньше чем у варианта 1, и значит для дальнейшего расчета оставляем вариант с напряжением глубокого ввода на 110 кВ.

2.3 Расчет мощности силовых трансформаторов

Так как согласно задания курсового проекта 53 % потребителей относится к первой категории выбираем ГПП с 2 ^мя силовыми трансформатора и рассчитываем номинальную мощность S _М.Р. МВ × А трансформаторов по формуле:

где: S _МАХ – полная (максимальная) потребляемая мощность

к_Д.П. – коэффициент допустимой систематической перегрузки

По номограмме определяем коэффициент допустимой систематической перегрузки к_Д.П = 1,025

Определяем расчетную мощность трансформатора.

Шкала стандартных мощностей: 4: 6,3: 10: 16: 25: 32: 40: 63: 80: МВģА

Произведём выбор трансформатора из данного ряда. По условию курсового проекта подходят трансформаторы на 10 и 16,0 МВģА

Определяем коэффициент загрузки для двух вариантов.

Для трансформатора 10,0 МВģА

Данный трансформатор проходит проверку по коэффициенту загрузки, так как он должен быть меньше 0,93.

Для трансформатора 16,0 МВģА

Данный трансформатор проходит проверку по коэффициенту загрузки. Для дальнейшей проверки остается два трансформатора 10,0 и 16,0 МВģА

Произведём проверку трансформатора на работу в послеаварийном режиме, для этого необходимо выполнение следующего условия

1,4 ģ S _Н.М. > N ģ S _МАХ (2,26)

где: N - процент приёмников I и II категории при числе приёмников III категории равной 47 %

1 вариант

1,4 ģ 10,0 > 0,53 ģ 18,48

14 > 9,79

Трансформатор на 10 МВģА подходит, так как выполняется условие на работу в послеаварийном режиме.

2 вариант

1,4 ģ 16,0 > 0,53 ģ 18,48

22,4 > 9,79

Трансформатор на 16 МВģА подходит, так как выполняется условие на работу в послеаварийном режиме.

В результате произведенных расчетов выяснили, что трансформаторы на 10,0 МВģА и на 16,0 МВģА выбранных по шкале мощностей для работы в послеаварийном режиме пригодны, поэтому для дальнейших расчетов оставляем на двух вариантах, трансформатор на 10,0 МВģА и трансформатор на 16,0 МВģА

Для 1 варианта выбираем трансформатор трёхфазный, масляный, естественное охлаждение с дутьём и регулированием напряжения под нагрузкой первичное напряжение 115 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ, ТДН - 10000/110/6

- потери холостого хода Рх.х = 14,0 кВт

- потери короткого замыкания Рк.з .= 58,0 кВт

- ток холостого хода I х.х.- 0,9 %

- напряжение короткого замыкания - 10,5 %

- полная стоимость одного трансформатора – 4200,0 тыс. руб.

Для 2 варианта выбираем трансформатор масляный с расщепленной обмоткой, с дутьём и регулированием напряжения под нагрузкой первичное напряжение 115 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ, ТРДН - 16000/110/6

- потери холостого хода Рх.х = 18,0 кВт

- потери короткого замыкания Рк.з. = 85,0 кВт

- ток холостого хода I х.х.- 0,7 %

- напряжение короткого замыкания - 10,5 %

- полная стоимость одного трансформатора – 4500,0 тыс. руб.

Составим таблицу технико-экономических показателей

Таблица 5 Технико-экономические показатели

К₁ = 2 ģ 4200 = 8400,0 тыс. руб. (2,27)

К₂ = 2 ģ 4500,0 = 9000,0 тыс. руб.

Эксплуатационные расходы. [9, c 14]

С_Э = С_П + С_А + С_ЭП , (2,28)

где: С_Э - общая стоимость эксплуатационных расходов. тыс. руб.

С_П - Стоимость потерь электрической энергии. тыс. руб.

С_А - Стоимость амортизационных отчислений тыс. руб.

С_ЭП - Стоимость содержания эксплуатационного аппарата. тыс. руб.

Стоимость потерь электрической энергии в трансформаторах. С_П , . тыс. руб.

С_П = С₀ ģ n ( ∆ P _Х.Х1 + к_Э ( I _Х.Х. ģ S _НОМ )/100)ģТ+С₀ ģ n ģк² _З.М. ( ∆ P _К.З.. +к_Э ( U _К.З. ģ S _НОМ. )/100) ģ τ

(2,29)

где: С_П - стоимость потерь электрической энергии. тыс. руб.

С₀ - стоимость 1 кВт ģ ч электроэнергии, руб/кВт ģ ч

n - количество трансформатора

к_Э - экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр

∆ P _Х.Х.1 - потери мощности холостого хода, кВт

I _Х.Х.1 - ток холостого хода, %

S _НОМ.1 - полная максимальная мощность предприятия. МВ × А

Т – годовое число часов, час/год: Т = 8760 час/год

к_З.М - коэффициент загрузки трансформатора

∆ P _К.З.1. - потери мощности короткого замыкания, кВт

U _К.З.1 - напряжение короткого замыкания, %

τ – годовое число часов использования максимума нагрузки, час/год

С_П1 = С₀ ģ n ( ∆ P _Х.Х1 + к_Э ( I _Х.Х.1 ģ S _НОМ1. )/100) ģ Т + С₀ ģ n ģ к² _З.М. ( ∆ P _К.З..1 + к_Э ( U _К.З.1 ģ S _НОМ1. )/100) × τ = С_П1 = 0,00234 ģ 2 ģ (14,0 + 0,1 ģ (0,9 ģ 10000)/100) ģ 8760 + 0,00234 ģ 2 ģ 0,94² ģ (58,0 + 0,1 ģ (10,5 ģ 10000)/100) ģ 4100 = 942,93 + 2763,59 = 3706,51 тыс. руб

С_П2 = С₀ ģ n ( ∆ P _Х.Х12 + к_Э ( I _Х.Х.2 ģ S _НОМ2. )/100) ģТ+ С₀ ģ n ģ к² _З.М. ( ∆ P _К.З..2 + к_Э ( U _К.З.2 ģ S _НОМ2. )/100) × τ

С_П2 = 0,00234 ģ 2 ģ (18,0 + 0,1 ģ (0,7 ģ 16000)/100) ģ 8760 + 0,00234 ģ 2 ģ 0,59² ģ (85,0 + 0,1 ģ (10,5 ģ 16000)/100) ģ 4100 = 1197,11 + 1689,87 = 2886,98 тыс. руб.

Определяем амортизационные отчисления: С_А , тыс. руб. [9, c 14]

где: К - капитальные затрата на установку, тыс. руб.

С_А1 = 0,1 ģ К₁ (2,30)

С_А1 = 0,1 ģ 8400,0 = 840,0 тыс. руб.

С_А2 = 0,1 ģ К₂

С_А2 = 0,1 ģ 9000 = 900,0 тыс. руб.

Определяем общие эксплутационные расходы: С_Э тыс. руб. [9, c 14]

где: С_П - капитальные затрата на установку, тыс. руб.

С_А - амортизационные отчисления тыс. руб

С_Э1 = С_П1 + С_А1 (2,31)

С_Э1 = 3706,51 + 840,0 = 4546,51 тыс. руб.

С_Э2 = С_П2 + С_А2

С_Э2 = 2886,98 + 900,0 = 3786,98 тыс. руб.

Определяем общие ежегодные затраты. З тыс. руб. [9, c 14]

где: Р_Н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложения

Р_Н = 0,15

С_А - амортизационные отчисления

З₁ = Р_Н ģ К₁ + С_А1 (2,32)

З₁ = 0,15 ģ 8400,0 + 840,0 = 2100,0 тыс.руб.

З₂ = Р_Н ģ К₂ + С_А2

З₂ = 0,15 ģ 9000,0 + 900,0 = 2250,0 тыс.руб.

Данные для удобства вносим в таблицу

Таблица 6 Экономические показатели

Из таблицы 2 видно, что сумма показателей первого варианта выше суммы показателей второго варианта, следовательно второй вариант с установкой двух трансформаторов мощностью по 16,0 МВ × А на 110 кВ является наиболее рациональным.

Принимаем к установке два трансформатора по 16,0 МВ × А.

2.4 Проверка выбранных питающих линий

Расчет ведется в соответствии с источником [6]

Исходные данные:

- S _МАХ = 18,48 МВА = 18480 кВА

- L = 12,5 км

- C ₀ = 164 коп/кВт ģ ч

- K _Э = 0,1 кВт/кВАр

- Т_М = 4100 ч

- cos j = 0,92

- вторичное напряжение = 6 кВ

- активная мощность Р = 17 МВт

- реактивная мощность Q = 7,242 МВģАр = 7242 кВģАр

Для определения технико-экономических показателей определяем два варианта: с питающей линией на 35 кВ и с питающей линией на 110 кВ. так как полученное значение питающего напряжения находится между стандартными значениями напряжения 35 кВ и 110 кВ.

Сечения проводов и жил кабелей должны выбираться в зависимости от ряда технических и экономических факторов.

Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

– нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током;

– нагрев от кратковременного выделения тепла током к. з.;

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

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

– коронирование — фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.

Определяем технико-экономические показатели с питающей линией на 110 кВ, по формуле [9,с.12]

Находим сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока по формуле [9,с.12]

где J _ЭК - экономическая плотность тока по [1,таб.1.3.36 с50] находим

J _ЭК = 1,1 для неизолированных алюминиевых проводов.

Произведём проверку по механической прочности т.е. устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер), коронирование т.е. фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды для обоих вариантов.

Наименьшие допустимые сечения сталеалюминевых проводов воз­душных линии с номинальным напряжением U _НОМ 35 кВ

– по условиям механичес­кой прочности (при толщине стенки гололеда 10 мм) – 35 мм² .,

– по условиям коронирования – 35 мм² .

Наименьшие допустимые сечения сталеалюминевых проводов воз­душных линии с номинальным напряжением U _НОМ 110 кВ

– по условиям механичес­кой прочности (при толщине стенки гололеда 10 мм) – 35 мм² .,

– по условиям коронирования – 70 мм² .

Для напряжения 35 кВ принимаем две одноцепных линии с сталеалюминевыми проводами АС-150/19 на одноцепных железобетонных опорах. Стоимость 1 км линии – 120,5 тыс. руб.

Для напряжения 110 кВ принимаем две одноцепных линии с сталеалюминевыми проводами АС-70/11 (с учетом минимальных потерь на корону) на одноцепных железобетонных опорах. Стоимость 1 км линии – 115,2 тыс. руб.

Произведём проверку на условие нагрева длительным током.

I _ДОП1. = 450 А > 2 ģ I _РАСЧ1.

I _ДОП1. = 450 А > 2 ģ 152,42 А

I _ДОП2. = 265 А > 2 ģ I _РАСЧ2.

I _ДОП2. = 265 А > 2 ģ 48,5 А

Оба варианта (на напряжение 35 кВ и на напряжение 110 кВ) выдерживают проверку на условие нагрева длительным током.

Произведём проверку по падению напряжения для обоих вариантов.

При напряжении 35 кВ необходимо определять продольную составляющую падения напряжения.

При напряжении более 110 кВ необходимо определять продольную и поперечную составляющую падения напряжения.

Определяем продольную составляющую падения напряжения для обоих вариантов по следующей формуле:

где: P _Н – активная мощность МВт

Q – реактивная мощность МВАр

R – полное активное сопротивление питающей линии Ом

R = r ₀ ģ L

R _35(150) = 0,278 ģ 12,5 = 3,475 Ом

R _110(70) = 0,447 ģ 12,5 = 5,5875 Ом

r ₀ – удельное активное сопротивление линии на 1 км Ом/км

X – полное реактивное сопротивление питающей линии

X = x ₀ ģ L

X _35(150) = 0,293 ģ 12,5 = 3,6625 Ом

X _110(70) = 0,307 ģ 12,5 = 3,8375 Ом

x ₀ – удельное реактивное сопротивление линии на 1 км Ом/км [11, с203]

Определяем поперечную составляющую падения напряжения для варианта 110 кВ.

Определяем падение напряжения для обоих вариантов.

∆ U ₁ = ∆ U _ПРОД1. = 2445,68 B

При питающем напряжении 35 кВ падение напряжения в процентах составляет 6,99 %