• Ешқандай Нәтиже Табылған Жоқ

Определение целесообразности дополнительной установки БНК

Для определения целесообразности дополнительной установки БНК необходимо найти значение экономически целесообразной реактивной мощности Qтэ, которая может быть передана через цеховые трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

При потреблении РМ из энергосистемы, превышающем экономическое значение:

𝑄тэ = Знк−С𝑄П

2⋅А ; (4.19) где Знк – удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК, руб/квар;

С – удельная стоимость потребления РМ и энергии, превышающего экономическое значение, руб/квар·год;

А – расчётная величина, характеризующая затраты на потери активной мощности при передаче РМ в сеть напряжением до 1 кВ.

Знк = 0,22 ⋅ Снк + Зркн, (4.20) где Снк – удельная стоимость низковольтных конденсаторных батарей;

Зрнк – удельные затраты на потери мощности в установках БНК, руб/квар.

1 .

нк =  нк баз

С k С , (4.21) где Снк баз. – базовая удельная стоимость БНК, принимается из диапазона 7,5 – 10,5 руб/квар, причем меньшие значения соответствуют большим мощностям конденсаторных установок. В нашем случае примем Снк баз. =9 руб/квар.

Удельные затраты на потери мощности в БНК:

Зрнк = Срг ⋅ 𝛥Рнк, (4.22) где Срг – удельная стоимость потерь активной мощности в компенсирующих установках, руб/кВт;

Рнк

- удельные потери активной мощности в БНК; Рнк= 0,004 кВт/квар.

Срг = ад+ 𝑏д ⋅ 𝑇г, (4.23) где Тг – годовой фонд рабочего времени, принимается для двухсменной работы Тг=4000 ч, [1, табл. 8.3]

Удельная стоимость потребления дополнительной РМ и энергии, превышающего экономическое значение, определяется по формуле:

- при наличии на предприятии приборов учета максимальной РМ:

С = (С2+ 𝑑2⋅ ТмQП ⋅ 10−2) ⋅2⋅𝑘1⋅𝑘𝑤

1+𝑘1 ; (4.24) - при их отсутствии:

С = 𝑑2⋅ ТмQП ⋅ 10−22⋅𝑘1⋅𝑘𝑤

1+𝑘1 , (4.25) где С2 – плата за 1квар потребляемой РМ, превышающей экономическое

значение, которую принимаем равной С2 = 3,6руб/(кваргод);

d2 – плата за 1кварч потребляемой реактивной энергии, которую принимаем равной:

- при расчете по формуле (4.24) d2 = 0,09 коп/кварч;

- при расчете по формуле (4.25) d2 = 0,2 коп/кварч;

TмQП – годовое число часов использования максимальной РМ при потреблении, превышающем экономическое значение.

Величина TмQП определяется в зависимости от соотношения степени компенсации и отношения натуральной минимальной нагрузки к натуральной максимальной нагрузке Км по следующим выражениям:

при  Км : ( 2 1); 2 (1 )

 −  +

=  −

МQП Тг Км

Т

 (4.26) при  Км :

(1 )

2 (1 )

=  −

МQП  −г

м

Т Т

К

 . (4.27) Степень компенсации определяется по выражению:

'

1 1 

= − пэ = −

р р

Q Q

Q Q

 , (4.28) где Qпэ – величина потребляемой из энергосистемы РМ, превышающей экономическое значение, Qпэ=Q’.

Значение Км принимается для двухсменных предприятий равным Км=0,8.

По формуле (4.21):

𝐶нк = 10,444 ∙ 9 = 93,992 руб/квар.

По формуле (4.23):

𝐶рг = 30,08196 ∙ 12 + 0,25439 ∙ 4000 = 1378,544 руб/квар.

Удельные затраты на потери мощности в БНК по выражению (4.22):

Зрнк = 1378,544 ∙ 0,004 = 5,514 руб/квар.

Удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК найдем по формуле (4.20):

Знк = 0,22 ∙ 93,992 + 5,514 = 26,192 руб/квар.

Степень компенсации определяется по выражению (4.28):

𝜑 = 1 − 1388,75

3242,843≈ 0,572;

Так как 𝜑 = 0,572, то годовое число часов использования максимальной РМ при потреблении, превышающем экономическое значение определяется по формуле:

𝑇𝑀𝑄П = 4000 ∙ (0,8 − 2 ∙ 0,572 + 1)

2 ∙ (1 − 0,572) = 3065,968 ≈ 3066 ч.

Удельная стоимость потребления дополнительной РМ и энергии, превышающего экономическое значение, определяется по формуле (4.24), так как на предприятии имеются приборы учета максимальной РМ.

𝐶𝑄П = (3,6 + 0,09 ∙ 3066 ∙ 10−2) ∙2 ∙ 10,444 ∙ 10,444

1 + 10,444 = 121,221 руб/квар.

По формуле (4.19):

𝑄тэ = 26,192 − 121,221

2 ∙ 𝐴 = −47,514 𝐴 ,

то есть Qтэ<0, тогда принимается Qнк2 =Qт, но не более Q'. Таким образом 𝑄нк2 = 0 квар.

Находим общую расчётную мощность БНК предприятия:

1 2

= +

нк нк нк

Q Q Q ; (4.29) 𝑄нк = 0 + 1388,75 = 1388,75 квар.

Распределяем Qнк2 прямо пропорционально реактивным нагрузкам цехов:

' 2 =  

р

нк

р

Q Q Q

Q . (4.30) Расчетная мощность БНК на один трансформатор равна:

нк' 2 = нк1+ нк2

Т

Q Q

Q N . (4.31) Исходя из этой величины, выбираем БНК с ближайшей стандартной мощностью.

Покажем на примере первой группы:

𝑄нк2 = 1388,75 ∙ 985

985 + 611 + 572 + 553 + 317= 450,355.

Суммарная мощность БНК :

𝑄нк1+ 𝑄нк2 = 0 + 450,355 = 450,355 квар;

𝑄нк2 =450,355

2 = 225,178 квар.

Устанавливаем батарею типа 2xАКУ 0,4-240-20У3.

Для остальных цехов расчет аналогичен и его результаты сведены в таблицы 4.12 и 4.13.

Таблица 4.12 - Определение дополнительной мощности БНК установленной в цехах (1 вариант)

Групп а Nт

Qр, квар

нк1

Q , квар

нк2

Q , квар

1 2,

нк нк

Q +Q

квар

' 2, Qнк

квар Тип батареи 1 2 985,421 0 450,355 450,355 225,178 2xАКУ 0,4-240-

20У3

2 1 611,302 0 279,376 279,376 279,376 АКУ 0,4-280-20У3 3 1 571,945 0 261,389 261,389 261,389 АКУ 0,4-275-25У3 4 1 552,778 0 252,63 252,63 252,63 АКУ 0,4-260-20У3 5 1 317,274 0 145 145 145 АКУ 0,4-150-10У3 Таблица 4.13 - Определение дополнительной мощности БНК установленной в

цехах (2 вариант) Групп

а Nт

Qр, квар

нк1

Q , квар

нк2

Q , квар

1 2,

нк нк

Q +Q

квар

' 2, Qнк

квар Тип батареи 1 2 985,421 0 450,28 450,28 225,14 2xАКУ 0,4-240-

20У3

2 1 362,952 0 165,848 165,848 165,848 АКУ 0,4-175-25У3 3 1 571,945 0 261,346 261,346 261,346 АКУ 0,4-275-25У3 4 1 552,778 0 252,587 252,587 252,587 АКУ 0,4-260-20У3 5 1 565,624 0 258,457 258,457 258,457 АКУ 0,4-260-20У3 В этом случае фактическая общая мощность комплектных БНК предприятия:

- для первого варианта:

𝑄нкф = 480 + 280 + 275 + 260 + 150 = 1445 квар;

- для второго варианта:

𝑄нкф = 480 + 175 + 275 + 260 + 260 = 1450 квар;

Произведём расчет баланса РМ на границе с энергосистемой:

Q'' =QрQнкQэ; (4.32) - для первого варианта:

∆𝑄 = 3242,843 − 1445 − 1854,092 = −56,25 квар;

- для второго варианта:

∆𝑄 = 3242,601 − 1450 − 1854,083 = −61,482 квар.

Т.к. ∆Q″0, то выбор средств компенсации реактивной мощности следует считать законченным, а Qэ необходимо уменьшить до обеспечения условия

Q″=0 квар. Для этого руководство предприятия посылает в

энергоснабжающую организацию письмо с просьбой уменьшить подачу РМ на предприятие на 56,25 квар для первого варианта и на 61,482 квар для второго варианта.

После этого определяем расчетные нагрузки с учетом конденсаторных батарей, определяем действительные коэффициенты загрузки трансформаторов, произведем пересчет потерь мощности в трансформаторах с учетом действительных коэффициентов загрузки. Полученные данные сведем в таблицы 4.14, 4.15, 4.16, 4.17.

Таблица 4.14 – Расчетные нагрузки с учетом компенсации РМ (1 вариант) Группа NТ SТ, кВА Ррн, кВт Qрн, квар Qнкф, квар Sрн, кВ∙А βт

1 2 1250 1742,698 985,421 480 1814,51 0,726 2 1 1000 709,758 611,302 280 783,274 0,783 3 1 1000 565,608 571,945 275 638,819 0,639 4 1 1000 658,755 552,778 260 720,886 0,721 5 1 630 401,494 317,274 150 434,946 0,690 Таблица 4.15 – Расчетные нагрузки с учетом компенсации РМ (2 вариант) Группа NТ SТ, кВА Ррн, кВт Qрн, квар Qнкф, квар Sрн, кВ∙А βт

1 2 1250 1742,698 985,421 480 1814,51 0,726 2 1 630 454,286 362,952 175 491,632 0,78 3 1 1000 565,608 571,945 275 638,819 0,639 4 1 1000 658,755 552,778 260 720,886 0,721 5 1 1000 656,967 565,624 260 724,576 0,725 Таблица 4.16 - Потери мощности с учетом компенсации (1 вариант)

Группа NТ SТ, кВ∙А βтPт, кВт ∆Qт, квар

1 2 1250 0,726 16,462 83,519

2 1 1000 0,783 6,808 35,743

3 1 1000 0,639 4,848 24,445

4 1 1000 0,721 5,913 30,582

5 1 630 0,690 3,604 18,721

ИТОГО 37,635 193,010

Таблица 4.17 - Потери мощности с учетом компенсации (2 вариант)

Группа NТ SТ, кВ∙А βтPт, кВт ∆Qт, квар

1 2 1250 0,726 16,462 83,519

2 1 630 0,780 4,416 23,306

3 1 1000 0,639 4,848 24,445

4 1 1000 0,721 5,913 30,582

5 1 1000 0,725 5,964 30,876

ИТОГО 37,602 192,727

5 ПОСТРОЕНИЕ КАРТОГРАММЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВНОГО ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

При определении мест установки ТП, РП, ГПП, ПГВ и компенсирующих устройств реактивной мощности необходимо иметь информацию о величине распределения электрических нагрузок по территории промышленного объекта.

С этой целью строят картограмму электрических нагрузок для предприятия или его структурного подразделения. Картограмма нагрузок размещается на плане предприятия в виде окружностей, площади которых в определенном масштабе отображают величины электрических нагрузок.

Как правило, строится картограмма активных нагрузок. При этом для каждого i-ого цеха расчетная активная нагрузка может быть представлена как:

Ppi =Ppci +Ppoi, (5.1) где Ppci,Ppoi- расчетные активные силовая и осветительная нагрузки i-ого цеха.

Для каждого цеха радиус круга находится из условия равенства активной мощности нагрузки площади круга:

2,

=  

pi m ri

P  (5.2) где m – принятый масштаб картограммы, кВт/мм2.

Из формулы (5.2) радиус круга:

= .

pi i

r P

m (5.3) Каждый круг разделяется на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах вычисляется по формуле:

оi poi 3600.

pi

P P

= (5.4) Угол сектора силовой нагрузки в градусах вычисляется по формуле:

0 .

ci 360 oi

 = − (5.5) Величины осветительной и силовой нагрузок указываются на картограмме.

Условный центр электрических нагрузок находят для определения места размещения РП. Центр электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия определяется с помощью положения из курса теоретической механики. Если считать нагрузки цеха равномерно распределенными по площади цеха, то центр нагрузок цеха можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей цех.

Для определения ЦЭН предварительно на план предприятия, состоящего

из п цехов, наносится декартова система координат и определяются координаты X и Y каждой нагрузки Рр. После этого искомые координаты электрических нагрузок предприятия определяют по следующим формулам:

1

1

= ;

=

=

n

pi i

ЦЭН i n

pi i

P X X

P

(5.6)

1

1

=

=

=

n

pi i

ЦЭН i n

pi i

P Y Y

P

. (5.7) Принимаем минимальный радиус для цеха №6 (РМЦ) 𝑟6 = 7 мм с соответствующей минимальной расчетной нагрузкой:

𝑃р6 = 104,625 + 6,071 = 110,696 кВт.

Пользуясь формулой (5.2) вычислим масштаб картограммы:

𝑚 = 𝑃р𝑖

𝜋 ∙ 𝑟𝑖2 = 110,696

𝜋 ∙ 72 = 0,719 кВт/мм2. По формулам (5.4) и (5.5) определяем углы нагрузок:

𝛼о6 = 6,071

110,696∙ 360° = 19,742°;

𝛼с6 = 360 − 19,742 = 340,258°.

Производим такие же расчеты для остальных цехов и результаты сводим в таблицу 5.1. В таблице также представлены центры электрических нагрузок цехов, определенные по генплану завода.

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия определяем по формулам (5.6) и (5.7):

𝑋ЦЭН = 491107

4150,806 = 118,316 мм;

𝑌ЦЭН = 531537

4150,806= 128,056 мм.

Цеховые ТП следует располагать как можно ближе к центру нагрузок цеха, предприятия. При выборе места для ТП питающей цех или часть цеха, ее следует располагать со стороны источника питания. Встроенные ТП, как правило располагают вдоль одной из длинных сторон цеха, желательно ближайшей к источнику питания. РП выбирается на генплане завода смещенным от ЦЭН в сторону ИП, чтобы не было обратных потоков энергии.

Не допускается расположение РП в центре электрических нагрузок, так как это

приводит к увеличению расхода кабеля и потерь электрической энергии в сетях.

Картограмма электрических нагрузок представлена на генплане предприятия (рисунка 5.1). Там же изображен ЦЭН с соответствующими координатами. РП смещаем от центра электрических нагрузок в сторону источника питания.

Таблица 5.1 - Координаты центров нагрузок всех цехов Номер

цеха

Ррс, кВт

Рро, кВт

Рр, кВт

r , мм

о, град

c,

град X, мм Y, мм ХРр YРр

1. Гальванический

цех 1695,3 40,9 1742,7 27,8 8,4 351,6 47,750 100,150 83214 174531 2. Сварочный цех 436,5 17,8 454,3 14,2 14,1 345,9 123,950 104,163 56309 47320

3Штамповочный

цех 146,6 9,9 156,5 8,3 22,8 337,2 61,885 221,967 9688 34747 4. Окрасочный цех 328,1 14,9 343,0 12,3 15,6 344,4 93,291 160,167 31996 54933

5.

Административный корпус

532,3 36,7 569,0 15,9 23,2 336,8 238,924 230,818 135953 131340 6. РМЦ 104,6 6,1 110,7 7,0 19,7 340,3 258,724 189,418 28640 20968 7. Сборочный цех 237,7 17,8 255,5 10,6 25,1 334,9 121,727 43,767 31098 11181 8. Испытательный

цех 370,0 31,5 401,5 13,3 28,3 331,7 241,361 75,366 96905 30259 9. Склад готовой

продукции 109,9 7,7 117,6 7,2 23,6 336,4 147,124 223,240 17305 26258

Сумма 4151 491107 531537

Рисунок 5.1 – Генплан предприятия с картограммой нагрузок

6 РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ И РАСЧЕТ РАСПРЕДИЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ

Внешнее электроснабжение предприятия осуществляется на напряжении 110 кВ с помощью ПС 110/10 кВ системы. Для приема и распределения электроэнергии на напряжении 10 кВ на заводе предусмотрено РП.

Распределительные устройства комплектуются камерами КСО. В системе электроснабжения необходимо предусматривать раздельную работу линий и трансформаторов, так как при этом снижаются токи короткого замыкания, упрощаются схемы коммутации и релейной защиты. Схема должна обеспечивать глубокое секционирование всех звеньев от источника питания до шин низшего напряжения трансформаторных подстанций, что значительно повышает надежность электроснабжения.

Распределение электрической энергии на территории промышленного предприятия на напряжении 10 кВ может выполняться по радиальным, магистральным и смешанным схемам в зависимости от расположения потребителей, их мощности и требуемой степени бесперебойности питания.

Радиальные схемы применяются в тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от источника питания. Они используются для питания крупных сосредоточенных нагрузок, а также ТП, расположенных вблизи от РП.

При этом, как правило, предусматривается глухое присоединение трансформаторов. Цеховые трансформаторы могут также присоединятся через выключатель нагрузки или разъединитель. Двухтрансформаторные подстанции питаются по схеме блок линия – трансформатор. На вторичном напряжении таких ТП применяется автоматический ввод резерва. Магистральные схемы следует применять при упорядоченном положении ТП, когда линии могут быть проложены без значительных обратных перетоков энергии. Магистрали бывают одиночные и двойные сквозные. Присоединение магистралей может выполняться через разъединители или выключатели нагрузки. При двойных сквозных магистралях допускается глухое присоединение трансформаторов.

В практике проектирования обычно применяются смешанные схемы, при которых крупные и ответственные потребители питаются по радиальным схемам, а мелкие и средние – по магистральным. Такое построение схем распределения электроэнергии позволяет получить лучшие технико- экономические показатели системы электроснабжения.

Для выбора схемы электроснабжения намечаем два возможных варианта схемы, из которых выбираем один. Два варианта схем представлено на рисунках 6.1 (Вариант 1) и 6.2 (Вариант 2). Приведенные варианты сравниваем

по надежности электроснабжения потребителей.

Рисунок 6.1 - План электроснабжения завода. Вариант 1

Рисунок 6.2 – Схема электроснабжения завода. Вариант 1

Рисунок 6.3 - План электроснабжения завода. Вариант 2

Рисунок 6.4 – Схема электроснабжения завода. Вариант 2