ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Для построения картограммы нагрузок как наглядной картины территориального рас­положения мощностей цехов необходимы центры электрических нагрузок (ЦЭН) этих цехов. В данной работе предполагается, что ЦЭН каждого цеха находится в центре тяжести фигуры плана цеха, так как данных о расположении нагрузок в цехах нет. Нагрузки цехов представля­ются в виде кругов, площадь которых равна нагрузке этих цехов, а радиус определяется по вы­ражению:

 (4,1)

где m — выбранный масштаб, кВт/мм.

Выбираем масштаб m=1,7 кВт/мм. Расчёт радиусов сведён в таблицу 5.

Осветительная нагрузка на картограмме представлена в виде секторов кругов, площадь которых соотносится с площадью всего круга как мощность освещения ко всей мощности цеха до 1000 В. Углы секторов определяются по выражению

(4.2)

Расчёт этих углов представлен в таблице 5.

Окружности без закрашенных секторов обозначают нагрузку напряжением выше 1000 В.

Координаты центра электрических нагрузок завода в целом определяются по выражению.

  (4.3)  

где p_{m  i}— активная нагрузка i-того цеха;

X_i, Y_i — координаты ЦЭН i-того цеха;

n — число цехов предприятия.

Для определения ЦЭН цехов, конфигурация которых на плане отлична от прямоуголь­ной, используется следующий алгоритм:

1. цех i разбивается на j таких частей, что каждая из них является прямоугольником;

2.  по генплану определяются ЦЭН этих частей X_i.j, Y_i.j и их площади F_{i . j};

3.               находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха

4. определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных частей рас­сматриваемого цеха Р_{м i.j};

5. с использованием выражения (4.3) находятся координаты ЦЭН цеха в целом. Согласно генерального плана предприятия по вышеизложенной методике определяются ЦЭН цеха №10 (литейный цех), цеха №11 (литейный цех), цеха №12 (кузнечный цех) . Рассмотрим расчёт для цеха №10: 1 . разбиваем цех на четыре прямоугольные части;

2. их координаты ЦЭН равны соответственно: X_10.1=3,8; Y_10.1=4,6; X_10.2=3,1; Y_10.2=4; X_10.3=3,6; Y_10.3=4; X_10.4=4,1; Y_10.4=4; F_10.1=2484 м²; F_10.2=1426 м²; F_10.3=1426 м²; F_10.4=1426 м²;

3. удельная активная мощность цеха №10:

4. P_м10.1=Р_м10^уд ·F_10.1=231,4·2484=754,798 кВт; Р_М10.2=231,4·1426=329,976 кВт;  Р_M10.3=231,4· 1462=329,976 кВт; Р_10,4=231,4·1462=329б976 кВт;

5.

Для цехов №10, 11 и 12 расчёт приведён в таблице 4.

Таблица 4. Расчёт ЦЭН для непрямоугольных цехов

Координаты ЦЭН других цехов определены непосредственно при помощи генплана и сведены в таблицу 5.

Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок

Координаты центра электрических нагрузок завода в целом, определённые на основе данных таблицы 5 с помощью выражения (4.3):

Рисунок 5. Картограмма электрических нагрузок

5. ВЫБОР СИCТЕМЫ ПИТАНИЯ

В систему питания входят питающие линии электропередачи и ППЭ. Канализация элек­трической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110кВ. В качестве ППЭ используем унифицированную комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104.

5.7. Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

Вследствие малого расстояния от подстанции энергосистемы до завода (3 км) рассмат­риваем следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН):

1. блок «линия—трансформатор»;

2. выключатель.

В первом варианте УВН состоит только из разъединителя наружной установки. Отклю­чающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подаётся на вы­ключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю.

Во втором варианте УВН состоит из выключателя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора подаётся на выключатель, который и отключает повреждён­ный трансформатор.

Выбор вида УВН осуществляется на основании технико-экономического расчёта (ТЭР). Критерием оптимальности решения являются меньшие расчётные затраты, определяемые по выражению

З_i=Ен·К_i+И_i+У_i, (5.1.1)
где Ен=0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, р/год;

К — капитальные вложения, руб.;

И — годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы), руб./год;

У — ущерб, руб./год.

 Первый вариант.

 Капиталовложения:

разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 К_раз=4600 руб. согласно [8];

стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жила­ми сечением 10x2,5 мм² K_кк=11300 руб.

Суммарные капиталовложения: К₁= К_раз+К_кк= 4600+4,8·11300=58840руб.

 Амортизационные отчисления согласно [8]:

;

где а — норма амортизационных отчислений, %.

Для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств до 150 кВ согласно [8] а=9,4%.

Ущерб определяем в следующей последовательности.

1. Учтём параметр потока отказов ввода для данного варианта:

λ_а=λ_ВС+λ_ЛЭП+λ_РАЗ+λ_КК+λ_ТР;

λ_а=λ_ВС+λ_ЛЭП+λ_РАЗ+λ_КК+λ_ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год

где λвс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в соответствии с [3], 1/год;

λлэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии напряжением 110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;

λраз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с [3], 1/год;

λкк=0,234 — параметр потока отказов контрольного кабеля в траншее длиной 4,8 км в со­ответствии с [3], 1/год;

λтр=0,01 — параметр потока отказов трансформатора ГПП напряжением 110 кВ в соот­ветствии с [3], 1/год.

2.      Среднее время восстановления после отказа одной линии:

, (5.1.4)

где λ_i — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения, 1/год;

Т_вi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.

Согласно данным [3] Т_в._вс=2,3·10 ^-3 лет, T_B,ЛЭП=0,027·10^-3 лет, Т_В,РАЗ=1,7·10^-3 лет, Т_в._кк=30·10^-3 лет, Т_ВТР=45·10'³лет, тогда:

лет.

3.   Коэффициент планового простоя одной линии:

К_П=1,2·К_Пi.max, (5.1.5)
где К_Пi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,
К_п=1,2·7,7·10^-3=9,24·10-³ о.е.

4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:

К_а=λ_а·Т_в (5.1.6)
Ка=0,345·22,094·10-³=7,622·10^-3 о.е.

5. Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:

К_2а,1п=0,5·λ_2а·(К_1п)², при К_1п≤Т_2в; (5.1.7)

К_2а,1п=К_2а·(К_1п-0,5·Т_1в), при К_1п≥Т_2в; (5.1.8)

К_2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10^-3)² =1,473·10^-5  о.е.  

6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:

К_а⁽²⁾ = К_а² + 2·К_{а, п,} (5.1.9)
К_а⁽²⁾ =(7,622·10^-3 )² +2·1,473·10 ^-5=8,756·10 ^-5 о.е.

7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:

Т_а=К_а⁽²⁾ · 8760 (5.1.10)
Т_а=8,756·10 ^–5·8760=0,767 ч/год.

8. Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=У'·Δw', (5.1.11)

где У'=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч;  Δw',— среднегодовая аварийно недоопущенная электроэнергия, кВт-ч/год;

 (5.1.12)

кВт·ч/год

У=7·5955=41685 руб./год.

Общие затраты:

3₁=0,12·58840+5530+41685=54275,8 руб./год.

Второй вариант.

Капиталовложения:

выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 К_в=90000 руб. согласно [8];

разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].

Суммарные капиталовложения: К₂=К_в+2·К_р=90000+2·4600=99200 руб.

Амортизационные затраты: И₂=руб.

Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул (5.1.1)-(5.1.12).

λ_a=λ_вс+λ_лэп+2·λ_раз+λ_в+λ_тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;

Т_в=лет;

K_n=l,2·7,7·10 ^-3=9,24·10 ^-3 o.e.;

К_а=0,179·4,15·10^-3 =7,43·10^-4 о.е.;

так как K_1n > Т_2В, то

К_2а,1п= K _2а·(K_1n - 0,5·Т_1в)=7,43·10 ^–4·(9,24·10 ^-3 - 0,5·4,15·10 ^-3)=5,323·10 ^-6 о.е.;

К_а⁽²⁾=(7,43·10^-4)²+2·5,323·10^-6=1,12·10^-5 о,е.

Т_а=1,12-10^-5 ·8760=0,098 ч/год;

кВт·ч/год;

У=7·761=5326 руб./год. Общие затраты:

3₂=0,12-99200+9324,8+5326=26554,8 руб./год. Результаты ТЭР сведены в таблицу 6.

Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания

Выбираем УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6.

Блок «линия-трансформатор» Выключатель

Рисунок 6. Варианты УВН

Похожие работы

Электроснабжение предприятия по производству деталей к автомобилям

Скачать

103572

49

22

... вариантов внешнего электроснабжения 2.1 Выбор напряжения системы внешнего электроснабжения Для получения наиболее экономичного варианта электроснабжения предприятия в целом, напряжение каждого звена системы электроснабжения предприятия должно выбираться с учётом напряжения смежных звеньев. Выбор напряжений основывается на сравнении технико-экономических показаний различных вариантов. В ...

Автоматизация и диспетчеризация систем электроснабжения

Скачать

129027

5

16

... разных этапах производства (потребления) электроэнергии. Основная цель создания таких систем – дальнейшеё повышение эффективности технических и программных средств автоматизации и диспетчеризации СЭС для улучшения технико-экономических показателей и повышения качества и надёжности электроснабжения ПП. Реформирование электроэнергетики России требует создания полномасштабных иерархических систем ...

Проектирование строительства завода цинкования мелкоразмерных конструкций

Скачать

276314

87

37

... 1798181,5 - - - - Всего сметная стоимость 39868706 1820139 2511253 295369 - 33869 5280 Объектная смета на строительство завода цинкования мелкоразмерных конструкций Результат сметных расчетов по общестроительным, санитарно-техническим, электрическим работам сводятся в смету на объект, которая составляется ...

Проектирование системы электроснабжения механического цеха

Скачать

125619

17

5

... или двигателя. ·  Местное управление – это управление приводом выключателя, разъединителя и другой аппаратуры непосредственно на месте. ·  Автоматическое управление – его используют в системе электроснабжения предприятий с большой потребляемой мощностью. Автоматическое управление осуществляется с помощью вычислительных машин управления ВМУ. Информация, поступающая в ВМУ, обрабатывается и ...