[pic],
(3.1)
TMAX=[pic]4790 ч.

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:

[pic]

(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

[pic] (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.

[pic] [pic][pic] (4.3)

где pm i— активная нагрузка i-того цеха;

Xi, Yi — 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 Xi.j, Yi.j и их площади Fi . j;
2. находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха

[pic]
4. определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных частей рассматриваемого цеха Рм 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: X10.1=3,8; Y10.1=4,6;

X10.2=3,1; Y10.2=4; X10.3=3,6; Y10.3=4; X10.4=4,1; Y10.4=4; F10.1=2484 м2; F10.2=1426 м2; F10.3=1426 м2; F10.4=1426 м2;
3. удельная активная мощность цеха №10: [pic]
4. Pм10.1=Рм10уд ·F10.1=231,4·2484=754,798 кВт; РМ10.2=231,4·1426=329,976 кВт; РM10.3=231,4· 1462=329,976 кВт;

Р10,4=231,4·1462=329б976 кВт;
5. [pic]

[pic]

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

Таблица 4. Расчёт ЦЭН для непрямоугольных цехов
|№ |Xi.j,|Yi.j |Fi.j,|F.i,м|Pмi,к|[pic],В|Рмi,j|Xi, |Y,, |
|цеха |мм |мм |М2 |2 |Вт |т/м2 |,кВт |мм |мм |
|10 |3,8 |4,6 |2484 | | | |574,7| | |
| | | | | | | |97 | | |
| | | | |6762 |1565 |231,4 | |3,6 |4,3 |
| |3,1 |4 |1426 | | | |329,9| | |
| | | | | | | |76 | | |
| |3,6 |4 |1426 | | | |329,9| | |
| | | | | | | |76 | | |
| |4,1 |4 |1426 | | | |329,9| | |
| | | | | | | |76 | | |
|11 |5,7 |4,6 |4774 | | | |749,5| | |
| | | | | | | |18 | | |
| | | | |10174|1597,|157 | |5,7 |4,3 |
| | | | | |7 | | | | |
| |4,9 |4,1 |1674 | | | |262,8| | |
| | | | | | | |18 | | |
| |5,7 |4,1 |2052 | | | |332,1| | |
| | |1 | | | | |64 | | |
| |6,5 |4,1 |1674 | | | |262,8| | |
| | | | | | | |18 | | |
|12 |7,5 |4,1 |1955 | | | |100,4| | |
| | | | | | | |87 | | |
| | | | |5975 |307,2|51,4 | |7,8 |4,2 |
| |8,1 |4,6 |1380 | | | |70,93| | |
| | | | | | | |2 | | |
| |8,1 |4,2 |1587 | | | |81,57| | |
| | | | | | | |1 | | |
| |8,1 |3,8 |1035 | | | |53,19| | |
| | | | | | | |9 | | |

Координаты ЦЭН других цехов определены непосредственно при помощи генплана и сведены в таблицу 5.
Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок
|№ цеха|Xi, |Yi, |Рм, |Ri,мм|Ро, |аi, |
| |мм |мм |кВт | |кВт |град. |
|1 |9,4 |5,6 |1724 |19 |364,8|76 |
| |--- |--- |1071 |15 |-- | |
|2 |16,8 |5,6 |1365,|17 |245,8|64 |
| | | |8 | | | |
|3 |11,4 |3,8 |461,4|14 |101,4|42 |
| |--- |--- |400 |9 |---- | |
|4 |15,4 |3,8 |560,4|11 |85,4 |55 |
|5 |19,2 |2,6 |405,6|9 |55,6 |49 |
|6 |7,2 |8,4 |184,6|6 |68,6 |134 |
|7 |8,4 |1,2 |52,1 |3 |4,6 |32 |
|8 |3,8 |5 |121,8|5 |16,8 |50 |
|9 |4,2 |7,8 |176,5|6 |26,5 |54 |
|10 |7,2 |8,4 |785 |13 |65 |29,8 |
| |--- |--- |780 |12,8 |---- | |
|11 |11,4 |8,6 |817,7|13 |97,7 |43 |
| |--- |---- |780 |12,8 |---- | |
|12 |15,6 |8,4 |307,2|8 |57,2 |67 |
|13 |18,8 |7,8 |538 |11 |28 |19 |
|14 |20 |5,6 |34,8 |3 |2,8 |30 |
|15 |20 |4,4 |62,9 |4 |2,9 |17 |
|16 |12,6 |1,2 |66,7 |4 |14 |76 |
|17 |13,8 |1,2 |9,8 |1,5 |1,8 |66 |
|18 |15 |1,2 |99 |5 |14 |51 |
|19 |2 |7,6 |313,9|8 |3,9 |4,5 |
|20 |18,6 |9,2 |336,9|8,5 |12,9 |14 |
|21 |2 |5,4 |50,5 |3 |17,5 |125 |
|22 |20,2 |9 |6,6 |1,2 |6,6 | |

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

[pic] [pic]

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

Зi=Ен·Кi+Иi+Уi, (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 Краз=4600 руб. согласно [8]; стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жилами сечением 10x2,5 мм2 Kкк=11300 руб.
Суммарные капиталовложения: К1= Краз+Ккк= 4600+4,8·11300=58840руб.
Амортизационные отчисления согласно [8]:

[pic];

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

[pic]

Ущерб определяем в следующей последовательности.
1. Учтём параметр потока отказов ввода для данного варианта:

?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР;
?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год где ?вс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в соответствии с [3], 1/год;

?лэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии напряжением

110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;

?раз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с

[3], 1/год;

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

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

2. Среднее время восстановления после отказа одной линии:

[pic], (5.1.4)

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

Твi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.
Согласно данным [3] Тв.вс=2,3·10 -3 лет, TB,ЛЭП=0,027·10-3 лет,
ТВ,РАЗ=1,7·10-3 лет, Тв.кк=30·10-3 лет, ТВТР=45·10'3лет, тогда:

[pic]лет.
3. Коэффициент планового простоя одной линии:

КП=1,2·КПi.max,
(5.1.5)

где КПi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,

Кп=1,2·7,7·10-3=9,24·10-3 о.е.
4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:

Ка=?а·Тв (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:

К2а,1п=0,5·?2а·(К1п)2, при К1п?Т2в;
(5.1.7)

К2а,1п=К2а·(К1п-0,5·Т1в), при К1п?Т2в;
(5.1.8)

К2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10-3)2 =1,473·10-5 о.е.
6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:

Ка(2) = Ка2 + 2·Ка, п, (5.1.9)

Ка(2) =(7,622·10-3 )2 +2·1,473·10 -5=8,756·10 -5 о.е.
7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:

Та=Ка(2) · 8760 (5.1.10)

Та=8,756·10 –5·8760=0,767 ч/год.
8. Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=У'·?w', (5.1.11) где У'=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч;

?w',— среднегодовая аварийно недоопущенная электроэнергия, кВт-ч/год;

[pic]

(5.1.12)

[pic]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 Кв=90000 руб. согласно [8]; разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].
Суммарные капиталовложения: К2=Кв+2·Кр=90000+2·4600=99200 руб.
Амортизационные затраты: И2=[pic]руб.

Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул
(5.1.1)-(5.1.12).
?a=?вс+?лэп+2·?раз+?в+?тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;
Тв=[pic]лет;
Kn=l,2·7,7·10 -3=9,24·10 -3 o.e.;
Ка=0,179·4,15·10-3 =7,43·10-4 о.е.; так как K1 n > Т2В, то
К2а,1п= K 2а·(K1n - 0,5·Т1в)=7,43·10 –4·(9,24·10 -3 - 0,5·4,15·10
-3)=5,323·10 -6 о.е.;
Ка(2)=(7,43·10-4)2+2·5,323·10-6=1,12·10-5 о,е.
Та=1,12-10-5 ·8760=0,098 ч/год;
[pic]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
|Вариант|К;, |Иi, |Уi,руб/го|3i, |
| |руб. |руб./год |д |руб./год |
| | | |руб./ГОД | |
|Первый |58840 |5530 |41685 |54275,8 |
|Второй |99200 |9324,8 |5326 |26554,8 |

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5