Дипломная (вкр): Модернизация распределительной сети районной больницы микрорайона №8

2.2.3 Определение расчетных электрических нагрузок ТП

Расчетная нагрузка на шинах 0, 4 кВ трансформаторных подстанций определяется, суммированием нагрузок потребителей питающихся от данной ТП с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузок.

Расчетная активная мощность РРТП, кВт, определяется по формуле

РРТП = КРМ· S РPI (2.5)

где Кр.м. - коэффициент разновременности максимумов нагрузок;

РPI - суммарная расчетная активная мощность потребителей, кВт.

Расчетная реактивная мощность QРТП, кВАр, определяется по формуле

РТП = КРМ ·S QPI (2.6)

где QPI - суммарная расчетная реактивная мощность потребителей, кВАр.

Расчетная полная мощность SРТП, кВА, определяется по формуле

РТП = ÖРР.ТП + Q Р.ТП (2.7)

В качестве примера определим расчетные электрические нагрузки для трансформаторной подстанции, к которой подключаются потребители электрической энергии.

РР.ТП = 512,1 · 0,92 = 471,2 кВт.

Q Р.ТП = 298,1 · 0,92 = 274,3 кВАр

SРТП = Ö471,2 2+274,32 =545,2 кВА

2.2.4 Компенсация реактивной мощности

Компенсацию реактивной мощности потребителей предусматривается на шинах 0,4 кВ ТП, так как в этом случае компенсация наиболее эффективная, путем подключения к шинам комплектных конденсаторных установок необходимой мощности.

Технические мероприятия по компенсации включают в себя рациональный и экономичный выбор и установку компенсирующих устройств. Наиболее распространенным средством компенсации на промышленных предприятиях являются батареи конденсаторов.

После определения значения мощности конденсаторной батареи по справочнику определяется тип комплектной конденсаторной батареи и выбирается место установки КУ.

Необходимую мощность конденсаторных установок QБК, кВА, которые устанавливаются в ТП определяют по следующей формуле:

БК = QР - 0,33 · РР. (2.8)БК = 274,3 - 0,33·471,2 = 118,8 кВАр

Принимаем две комплектные конденсаторные установки УК - 0,38 - 50 кВАр, мощностью 50 кВАр каждая. В установках УК предусматривается регулирование мощности конденсаторных батарей.

Конденсаторные установки подключаются к разным секциям шин трансформаторной подстанции.

Расчетная нагрузка SРК, кВА, трансформаторной подстанции с учетом компенсации определяется по формуле:

РК=√РР2 +(QР-QБК) (2.9)

Коэффициент мощности сosφК, с учетом компенсации определяется по формуле:

сosφК= РР / SРК (2.10)

Выполним расчет по приведенным выше формулам.

РК = Ö 471,22 +(274,3 - 100)2 =502,4 кВА.jк = 471,2 / 502,4 = 0,94

Результатом проведенных мероприятий является:

1) снижение стоимости оборудования ТП и стоимости распределительных сетей;

) снижение потерь электроэнергии в питающих и распределительных сетях;

) снижение установленной мощности трансформаторов в ТП.

.2.5 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности

Мощность силовых трансформаторов для трансформаторных подстанций определяются при помощи технико-экономических расчетов, с учетом категории надежности электроснабжения потребителей, компенсации реактивной мощности и перегрузочной способности трансформаторов.

Исходя из удобства эксплуатации, стремятся применить небольшой разброс стандартных мощностей трансформаторов, что значительно облегчает их взаимозаменяемость.

Основным требованием при выборе числа и мощности трансформаторов, цеховых ТП являются надежность электроснабжения потребителей (учет категорий приемников в отношении требований надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста нагрузок.

Надежность электроснабжения приемников 2-й категории обеспечивается резервом, вводимым автоматически или действием дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции следует иметь 2 трансформатора или складской резерв трансформаторов для нескольких подстанций. На время замены трансформатора вводят ограниченное питание с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора. Допустимая перегрузка равняется 40% от номинальной мощности.

Потребители 3-й категории запитываются от одного из трансформаторов при наличии двухтрансформаторной трансформаторной подстанции.

Для данного случая, главный корпус, пищеблок, котельная и газораспределительный пункт должны питаться по двум кабельным линиям, остальные потребители должны питаться по одной кабельной линии.

Определяем мощность силовых трансформаторов для ТП, полная расчетная мощность на шинах подстанции SРК = 502,4 кВА потребители II категории по надежности электроснабжения

Н ³ SРК / 1,4 = 502,4/1,4= 358,9 кВА.

Можно принять стандартные мощности трансформаторов 160 и 250 кВА. Оптимальную мощность определим технико-экономическим расчетом.

Для всех вариантов принимаем время максимальных потерь т = 3000 ч/год, и норма амортизационных отчислений Ра = 6,4%.

Приведенные затраты З, тыс.тнг/год, определяются по формуле:

З = (ЕН + РА/100) · К1 + (DРХ · 8760 + КЗ · DРК · T)·ЦЭ (2.11)

где ЕН - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

РА - норма амортизационных отчислений;

К1 - стоимость трансформатора по первому варианту, тыс тнг;

DРХ - потери в стали трансформатора, %;

КЗ - коэффициент загрузки;

DРК - потери в меди трансформатора, %;

Т - время максимальных потерь, ч/год;

ЦЭ - стоимость потерь электрической энергии, тнг/кВт/ч;

Проектируемая подстанция имеет два трансформатора и соответственно коэффициент загрузки КЗ, определяется по формуле:

КЗ = SРК / (2 · SН.Т.) (2.12)

где: SН.Т - номинальная мощность силового трансформатора

Данные по стоимости оборудования, технические данные трансформаторов приняты по [3]

Выполним расчет для первого варианта с трансформатором типа ТМ 160/10.

З1 = (0,12 + (6,4 / 100)) · 84 · 103 + (0,82 · 8760 + 1,26· 2,65 ·3000) · 6,9=

=118·103 тен/год.

Для второго варианта с трансформатором типа ТМ - 250/10.

З2 = (0,12 + (6,4 / 100)) ·112,5 · 103 + (0,56 · 8760 + 0,052 · 3,7 · 3000) · 6,9 = 109,7 ·103 тен/год.

Сравнив два варианта, принимаем трансформаторы ТМ - 250/10, как имеющие меньшие приведенные затраты.

2.2.6 Выбор сечения проводников линий электропередачи

Расчет сечений кабельных линий выполняется при помощи технико-экономического сравнения вариантов, в основе которого, лежит всесторонний анализ технических и экономических показателей, который выполняется по приведенному ниже алгоритму.

Ток в аварийном режиме IАВ, А, на данном участке рассчитывают по формуле:

АВ=S/√3·UН (2.13)

где S - максимальная передаваемая мощность на данном участке, кВА.Н - номинальное напряжение на рассматриваемом участке, кВ

Расчетный ток IР, А, на рассматриваемом участке для потребителей 1, 2 категории по надежности электроснабжения, вычисляется по формуле:

IР=SР/√3·2·UН (2.14)

где SР - полная передаваемая мощность на данном участке, кВА.

Расчетный ток на рассматриваемом участке для потребителей 3 категории, рассчитывается по формуле:

Р=S/√3·UН (2.15)

Потери в кабеле на данном участке, ΔРНД, кВт находят по формуле:

ΔРНД=РУД·L (2.16)

где PУД - потери в кабеле при полной нагрузке, кВт/км [1];- длина участка, км.

Определяем коэффициент загрузки для данного участка:

КЗ=IР/IНК (2.17)

где IР - расчетный ток на данном участке, А;НК - длительно допустимая токовая нагрузка, А. [2]

Определяем действительные потери в кабеле ΔРД, кВт, на данном участке линии с учетом коэффициента загрузки по формуле:

ΔРД= ΔРНД · КЗ2 (2.18)

Определяем расход электроэнергии на потери, ΔЭА, кВт· ч/год, по формуле:

ΔЭА= ΔРД · ТП (2.19)

где ΔРД - действительные потери в кабеле, кВт;

ТП - время потерь, ч.

Определяем стоимость потерь СП, тнг/год, по формуле:

СП= ΔЭА·СО (2.20)

где СО - стоимость одного кВт ч., тнг.

Определяем капиталовложения на сооружение линии К, тыс. тнг по формуле:

К= КУД·L (2.21)

где КУД - стоимость 1км. кабеля, тыс. тнг;- длина участка, км;

Определяем ежегодные амортизационные отчисления, СА, тнг/год по формуле:

СА=К·КА·1000 (2.22)

где К - капитальные вложения на сооружение данного участка, тыс. тнг;

КА - коэффициент амортизации.

Определяем годовые эксплуатационные расходы СЭ, тнг/год, по формуле:

СЭ=СП + СА (2.23)

где СП - стоимость потерь, тнг/год;

СА - ежегодные амортизационные отчисления, тнг/год.

Определяем годовые приведенные затраты, ЗПР, тнг/год по формуле:

ЗПР=СЭ+0,12·К (2.24)

Определяем оптимальное сечение из двух расчетных сечений по времени окупаемости, ТОК, лет, определяется по формуле:

ТОК=К1 - К2 / СЭ2 - СЭ1 (2.25)

где К1 - большие капиталовложения тыс. тнг;

К2 - меньшие капиталовложения тыс. тнг;

СЭ2 - стоимость эксплуатационных годовых расходов при капиталовложениях К2, тнг/год;

СЭ1 - стоимость эксплуатационных годовых расходов при капиталовложениях К1, тнг/год:

При ТОК <8,3 принимаем сечение с большими капиталовложениями К1.

При ТОК>8,3 принимаем сечение с меньшими капиталовложениями К2.

Если К1> К2, но СЭ2< СЭ1, то по времени окупаемости сечения не проверяют, а принимают сечение с меньшими капиталовложениями К2.

Определяем расчетный ток на участке ТП- РП-1. (2 категория) проверяем сечение 120 мм²:

Р=233,2/√3·0,38·2=168,5 А

Определяем потери в кабеле на участке ТП - РП1.

ΔРНД=200·0,03=6 кВт

Определяем коэффициент загрузки для данного участка;

КЗ = 168,5/270 = 0,624

КЗ2 = 0,6242 = 0,39

Определяем действительные потери в кабеле на участке:

ΔРД= 6 · 0,39 = 2,3 кВт

Определяем расход электроэнергии на потери в участке:

ΔЭА= 2,3 · 3000 = 7010,2 кВт·ч/год

Определяем стоимость потерь:

СП= (7010,2 ·6,9)/1000 = 48,37 тыс тнг/год

Определяем капиталовложения на сооружение:

К= 750·0,03 = 21,15 тыс.тнг.

Определяем ежегодные амортизационные отчисления:

СА=0,15·21,15 = 3,17 тыс. тнг/год

Определяем годовые эксплуатационные расходы:

СЭ=48,37 + 3,17 = 51,5 тыс.тнг/год

Определяем общие годовые приведенные затраты.

ЗПР=51,5 + 0,12·48,37 = 54,1 тыс.тнг

Аналогично просчитываем все сечения для участка ТП-РП1.

Результаты остальных расчетов приведены в приложении (смотри приложение Б).Технические и экономические показатели кабелей различных сечений принимаем по [8]. При выборе сечений кабелей для потребителей II категории по надежности электроснабжения, учитываем, что эти кабели в аварийном режиме должны выдерживать всю нагрузку резервируемых потребителей, с учетом допустимой кратковременной перегрузки в 30% [4].

.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

.3.1 Определение расчетной нагрузки предприятия

Расчетная нагрузка предприятия определяется, суммированием расчетной нагрузки трансформаторной подстанции и потерь активной и реактивной мощностей в силовом трансформаторе [11].

Определим потери мощности в трансформаторе подстанций.

Потери активной мощности трансформатора состоят из потерь мощности при холостом ходе ΔРХ = 1,08 кВт и потери мощности в меди которая рассчитывается по формуле:

ΔРК = КЗ2 × ΔРКН, (2.26)

где КЗ - коэффициент загрузки трансформатора

ΔРК = 0,28×5,5 = 1,54 кВт.

Суммарные потери активной мощности:

ΔР = 1,08 + 1,54 = 2,62 кВт.

Потери реактивной мощности составят:

потери мощности при холостом ходе

 (2.27)

где  - ток холостого хода, для трансформатора ТМ-250/10 равен 2%.

 кВАр - потери мощности в меди

 (2.28)

где К3 - коэффициент загрузки трансформатора;н - номинальный ток трансформатора, А;

Х - реактивное сопротивление трансформатора, Ом:

 (2.29)

где ик - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;н - номинальное напряжение трансформатора, кВ.

Суммарные потери реактивной мощности ТП составят:

Суммарная расчетная нагрузка предприятия определяется по формуле:

, (2.30)

где , - суммарная активная и реактивная нагрузки ТП, кВт;

,  - потери активной и реактивной мощности в трансформаторе подстанции, кВт;

кВА

Коэффициент мощности предприятия составит:

.

.3.2 Сравнение вариантов ЛЭП внешнего электроснабжения

По проектному решению питание планируется осуществлять от двух трансформаторных подстанций ТП "Водник" и ТП АЗС "Бахыт", по двум воздушным линиям 10 кВ. Технико-экономическое сравнение вариантов сечений воздушных линий 10 кВ осуществляется по тем же формулам, что и расчет сечений кабельных линий 0,38 кВ. [23]

Определяем расчетный ток на участке ТП "Водник" - ТП (проектируемая) 10/0,4 кВ. Проверяем сечение 25 мм²:

Р=514/√3·10=29,7 А

Определяем потери в линии.

ΔРНД=(514·3)/1000=1,54 кВт

Определяем коэффициент загрузки для данного участка;

КЗ = 29,7/105 = 0,28

КЗ2 = 0,282 = 0,08

Определяем действительные потери в кабеле на участке:

ΔРД= 1,54 · 0,08 = 1,16 кВт

Определяем расход электроэнергии на потери в участке:

ΔЭА= 0,12 · 3000 = 370,39 тыс.тнг

Определяем стоимость потерь:

СП= 370,39 ·6,9 = 2555,7 тыс тнг/год

Определяем капиталовложения на сооружение:

К= 1236·3 = 3708 тыс.тнг.

Определяем ежегодные амортизационные отчисления:

СА=0,15·3708= 556,2 тыс. тнг/год

Определяем годовые эксплуатационные расходы:

СЭ=2555,7 + 556,2 = 3111,9 тыс.тнг/год

Определяем общие годовые приведенные затраты.

ЗПР=3111,9 + 0,12·3708 = 3556,9 тыс.тнг

Результаты расчета сечений ВЛ напряжением 10 кВ приведены в приложении. (смотри приложение В)

.3.3 Выбор основного оборудования в системе электроснабжения

Выбор электрооборудования, производится по соответствию параметров сети с номинальными параметрами электрооборудования. Иными словами для электрооборудования должны выполняться следующие условия:

UНОМ = UСЕТИ.НОМ (2.31)НОМ = IСЕТИ.НОМ. (2.32)

где: UНОМ - номинальное напряжение электрических аппаратов, В;СЕТИ.НОМ - номинальное напряжение питающей сети, В;НОМ - номинальный ток электрических аппаратов, А;СЕТИ.НОМ - номинальный ток питающей сети, А.