- •Міністерство освіти і науки України
- •Переднє слово
- •Загальні відомості про проектування
- •Основні терміни й означення в царині проектування
- •Розроблення проектної документації для промислових об'єктів
- •Загальний алгоритм проектування електропостачальних систем промислових підприємств
- •Загальні засади техніко-економічного аналізу під час проектування електропостачальних систем
- •Показники та критерії економічної ефективності інвестицій в електроенергетику
- •Визначення ефективності інвестицій від реалізації електроенергії
- •Визначення ефективності інвестицій , економічним результатом яких є економія витрат
- •Визначення розрахункових електричних навантажень промислових об’єктів
- •Модифікований статистичний метод
- •Вибір схеми зовнішнього електропостачання промислових підприємств
- •Вибір кількості та потужності трансформаторів пгв
- •Вибір оптимального перерізу проводів і жил кабелів
- •Вибір оптимальної напруги повітряних і кабельних ліній
- •Вибір схеми внутрішнього електропостачання
- •Вибір кількості та потужності трансформаторів і компенсувальних устав
- •Вибір оптимального місця встановлення трансформаторних підстанцій
- •Вибір перерізу кабельних ліній і проводів напругою до 1 кВ із пластмасовою ізоляцією
- •Використана та Рекомендована література
- •Основи проектування електропостачальних систем загального призначення нАвЧальНий посібник
Вибір оптимальної напруги повітряних і кабельних ліній
Комплекс основних проектних процедур під час проектування ЕПС промислових підприємств разом із вибором схеми електропостачання та визначення доцільної потужності силових трансформаторів включає в себе вибір оптимальної напруги для схеми зовнішнього електропостачання з використанням дисконтованих витрат.
Дисконтовані витрати під час вибору напруги схеми зовнішнього електропостачання знаходять таким чином
|
(4.19) |
Сумарні капітальні витрати на зовнішнє електропостачання становлять
, |
(4.20) |
де Кол – вартість спорудження 1 км лінії, тис. грн/км;
l – довжина лінії, км;
Кпс–витрати на будівництво підстанцій, тис. грн;
Кка – вартість розширення підстанції ЕЕС, тис. грн.
Експлуатаційні витрати становлять
, |
(4.21) |
де – експлуатаційні витрати на обслуговування ГЗП (ПГВ) і додаткових комірок вимикачів пункту живлення, тис. грн;
– довжинні експлуатаційні витрати на обслуговування ліній, тис. грн;
Вовл– вартість втрат електроенергії в лінії, тис. грн:
|
(4.22) |
Ввт – вартість втрат електроенергії в трансформаторі, тис. грн;
|
(4.23) |
де – відповідно потужності втрат неробочого режиму та досліду короткого замикання трансформатора, кВт;
– коефіцієнт завантаження трансформатора.
Остаточний вираз для визначення дисконтованих витрат під час вибору напруги набере вигляду
|
(4.24) |
Під час розв’язку задачі вибору раціональної напруги в загальному випадку попередньо визначають оптимальну нестандартну напругу за мінімальними дисконтованими витратами.
Для знаходження оптимальної нестандартної напруги за трьома точками можна застосувати інтерполяційну формулу Ньютона у вигляді
. |
(4.25) |
Кожній стандартній суміжній напрузі мають відповідати визначені дисконтовані витрати: напрузі U1– витратиВ1; напрузіU2– витратиВ2, напрузіU3– витратиВ3. Дисконтовані витрати в цьому випадку мають бути визначені для кожної напруги з відповідним оптимальним перерізом, визначених за формулами (4.8) чи (4.9). Аналогічно, як і у випадку знаходження перерізу, ця задача матиме оптимальний розв’язок лише тоді, коли напрузіU2 відповідатимуть найменші за величиною серед цих трьох точок дисконтовані витратиВ2. Зазначимо, що ці три точки повинні вибиратися з низки стандартних напруг (10, 35, 110, 154, 220, 330) кВ.
Знайшовши мінімум поліному (4.25), отримаємо вираз для знаходження нестандартної оптимальної напруги
|
(4.26) |
де
Якщо оптимальна нестандартна напруга, визначена за виразом (4.26) знаходиться посередині між двома стандартними, то доцільніше використати інтерполяційну формулу Лагранжа. У результаті отримаємо вираз для визначення оптимальної нестандартної напруги в такому вигляді
|
(4.27) |
де
Остаточно вибираємо одну стандартну напругу, яка за витратами є найближчою до оптимальної нестандартної напруги.
Вибір схеми внутрішнього електропостачання
Вибір кількості та потужності трансформаторів і компенсувальних устав
У випадку значної кількості цехових трансформаторних підстанцій, необхідно виконати вибір одиничної номінальної потужності цехових трансформаторів.
Визначальними факторами під час вибору одиничної потужності ЦТ є:
витрати на мережу 0,4 кВ;
втрати потужності в мережі 0,4 кВ;
втрати потужності в трансформаторах;
витрати на будівельну частину трансформаторної підстанції.
Тип підстанції вибирають залежно від необхідної надійності електропостачання. Для живлення електроспоживачів переважно третьої категорії застосовують однотрансформаторні підстанції з резервуванням кабельною лінією, що сполучена з шинами низької напруги найближчої сусідньої ТП. Для живлення електроспоживачів першої та другої категорій застосовують лише двотрансформаторні підстанції.
Алгоритм вибору кількості та потужності цехових ТП і КУ розроблено на підставі технічних матеріалів РТМ 36.18.32.6-92 „Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения промышленных предприятий”, створених у ВНДПІ „Тяжпромэлектропроект”.
Алгоритм вибору оптимальної кількості цехових ТП і засобів компенсації реактивної потужності грунтується на мінімізації дисконтованих витрат.
Вхідними даними для визначення кількості цехових ТП і КУ є:
розрахункове електричне навантаження промислового об’єкта в точці балансного розмежування з електроенергетичною системою;
розрахункові навантаження до 1 кВ цехів чи групи цехових ТП;
потужність і коефіцієнт завантаження синхронних двигунів.
Вибір засобів компенсації реактивної потужності здійснюється в два етапи:
у межах споживання реактивної потужності від електроенергетичної системи, що не перевищує її економічного значення;
у межах споживання реактивної потужності від електроенергетичної системи, що перевищує її економічне значення.
На першому етапі визначається:
потужність батарей низьковольтних конденсаторів (БНК), що встановлюються в мережі до 1 кВ, згідно з критерієм вибору мінімальної кількості цехових ТП;
розраховується реактивна потужність СД, яку економічно доцільно використовувати для компенсації реактивної потужності в порівнянні з її споживанням з ЕЕС, що не перевищує економічне значення.
Після закінчення розрахунків першого етапу складається баланс реактивної потужності в точці балансного розмежування з ЕЕС.
У разі значного небалансу реактивної потужності виконується другий етап, під час якого розглядається економічна доцільність одержання додаткової реактивної потужності шляхом збільшення потужності БНК, повнішого використання реактивної потужності СД і порівняння цих джерел зі споживанням реактивної потужності від ЕЕС, що перевищує економічне значення. На цьому етапі визначається доцільність установлення батарей високовольтних конденсаторів (БВК) у мережах 6-10 кВ (зазначимо, що БВК доцільно використовувати лише для підприємств із неперервним режимом роботи).
Під час розрахунку компенсації реактивної потужності СД ділять на дві групи:
потужністю 2500 кВт і більше з частотою обертання понад 1000 об/хв;
потужністю менше 2500 кВт із частотою обертання до 1000 об/хв.
Наявна реактивна потужність СД першої групи використовується повністю без техніко-економічного обгрунтування. Використання реактивної потужності від СД другої групи залежить від величини, що характеризує доцільність використання реактивної потужності СД із одночасним споживанням реактивної потужності з ЕЕС, що не перевищує чи перевищує її економічне значення.
1. Визначається базовий коефіцієнт реактивної потужності tgе, який орієнтовно можна прийняти згідно табл. 5.1 (залежно від вищої напруги головної знижувальної підстанції ( ГЗП) чи підстанції глибокого вводу (ПГВ)):
. |
(5.1) |
Таблиця 5.1.
Базові коефіцієнти реактивної потужності для шин вищої напруги ГЗП (ПГВ)
Uвн, кВ |
35 |
110–150 |
220–330 |
> 500 |
0,4 |
tgб |
0,25 |
0,3 |
0,4 |
0,6 |
0,15 |
2. Визначається економічне значення реактивної потужності в точці балансового розмежування:
Qе = 0,9Pptge. |
(5.2) |
3. Визначається міра компенсації реактивної потужності та річна кількість годин використання реактивної потужності під час споживання з ЕЕС, що не перевищує економічне значенняTмQe.
,якщо ; , якщо . |
(5.3) |
Значення міри компенсації реактивної потужності (залежно від вищої напруги ГЗП чи ПГВ) вибирається з табл. 5.2. Значення коефіцієнта Kм (відношення величини мінімального навантаження до величини максимального навантаження) – приймається з табл. 5.3 залежно від режиму роботи підприємства.
Таблиця 5.2.
Міра компенсації реактивної потужності для шин вищої напруги ГЗП (ПГВ)
Uвн, кВ |
35 |
110 |
220 |
500 |
Генераторні шини |
|
0,7 |
0,6 |
0,5 |
0,25 |
0,25 |
Таблиця 5.3.
Відношення величини мінімального навантаження до величини максимального навантаження підприємства
Кількість змін |
1 |
2 |
3 |
Неперервна робота |
Км |
0,9 |
0,8 |
0,65 |
0,8 |
Тр |
2000 |
4000 |
6000 |
8500 |
де Tр– річна кількість годин робочого часу підприємства.
4. Визначається питома вартість споживання реактивної енергії, що не перевищує економічне значення, грн/квар:
СQe = d1TмQe. |
(5.4) |
де d1– платня (тариф) за 1 кваргод споживаної реактивної енергії, грн/кваргод.
5. Визначається річна кількість годин максимальних втрат під час пересилання реактивної потужності
Q = Tp ((Kм –)/(1 –) +(1 – Kм )2 /(3*(1 –)2)), якщо; Q= Tp (1–)/(3*(1 – Kм )) , якщо. |
(5.5) |
6. Визначається питома вартість втрат активної електроенергії під час пересилання реактивної потужності від ЕЕС до ЕПС, грн/квар:
Срп=CoQ . |
(5.6) |
де Со – платня (тариф) за активну електроенергію, грн/кВтгод.
7. Визначається питома вартість втрат активної електроенергії під час генерування реактивної потужності в СД і конденсаторних уставах, грн/квар:
Срг=CoTp; |
(5.7) |
8. Визначаються питомі витрати від втрат активної потужності в батареях високовольтних (БВК) і низьковольтних (БНК) конденсаторів, грн/квар:
Врвк = СргРбвк; Врнк = СргРбнк, |
(5.8) |
де Рбвк, Рбнк – питомі втрати активної потужності на генерування реактивної потужності БВК і БНК:Рбвк= 0,002 кВт/квар,Рбнк = 0,004 кВт/квар для БНК
9. Визначаються питомі витрати на компенсування реактивної потужності БВК і БНК, грн/квар:
Ввк=(aе(Свк+Св)/100 + Врвк)/Ед + Свк + Св; Внк =(аеCнк/100 + Врнк )/Ед + Снк, |
(5.9) |
де aе – норма річних витрат на технічне обслуговування, %,
Свк , Снк – відповідно питома вартість БНК і БВК, грн/квар;
Св – питома вартість високовольтного вимикача БВК, грн/квар.
10. Визначається кількість цехових трансформаторів (з урахуванням бажаного завантаження трансформаторів активною потужністю):
, |
(5.10) |
де m– кількість груп трансформаторів однакової потужності;
Ррі – розрахункова активна потужність усіх трансформаторіві – тої групи, кВт;
і – бажаний коефіцієнт завантаження трансформаторіві– тої групи:
1 категорія = (0,6 .. 0,7);
2 категорія = (0,7 .. 0,8);
3 категорія = (0,8 .. 0,95);
Sнтi – номінальна потужність трансформатора і – ої групи, яка вибирається з табл. 5.4 залежно від питомої густини навантаження цехуРо [кВт/м2];
Отримане значення Nті округлюється до ближчого більшого цілого числа.
11. Визначається найбільше значення реактивної потужності, яка може бути переслана через цехові трансформатори в мережу напругою до 1 кВ для заданого коефіцієнта завантаження трансформатора і, квар:
, |
(5.11) |
де – розрахункова активна потужність усіх електроприймачів до 1кВ, кВт.
Кпі – допустимий коефіцієнт систематичного перевантаження трансформатора: Кп=1,1 – для олійних трансформаторів іКп=1,05 – для сухих трансформаторів.
Таблиця 5.4.
Залежність номінальної потужності трансформатора від питомої густини навантаження цеху
Номінальна потужність |
Густина навантаження |
Тип трансформатора |
630 кВА |
Ро < 0,1 |
(олійний) (сухий) |
1000, 1250, 1600 кВА |
Ро < 0,2 Ро < 0,15 |
(олійний) (сухий) |
1600 кВА |
0,2 < Ро < 0,5 0,15 < Ро < 0,35 |
(олійний) (сухий) |
1600, 2500 кВА |
Ро > 0,5 Ро > 0,35 |
(олійний) (сухий) |
12. Визначається потужність батарей низьковольтних конденсаторів (БНК) за критерієм мінімальної кількості цехових трансформаторів, квар:
Qнк1 = Qрнн – Qт, |
(5.12) |
де Qрнн– розрахункова реактивна потужність електроприймачів до 1кВ, квар.
13. За наявності високовольтних СД перевіряється економічна доцільність їхнього використання для компенсування реактивної потужності. Коефіцієнт використання реактивної потужності СД потужністю до 2500 кВт і швидкістю до 1000 об/хв визначається за формулою:
, |
(5.13) |
де;
Qні – номінальна реактивна потужність двигуна і–тої групи, квар;
D1i, D2i – коефіцієнти втрат активної потужності в СДі– тої групи, кВт.
Якщо і 1.2, то приймаємоі = 1,2. Якщоі 0.2, то приймаємоі = 0, тобто використання СД для компенсації реактивної потужності є недоцільним.
14. Визначається реактивна потужність СД, яку доцільно використати для компенсування під час її одночасного споживання від ЕЕС, квар:
|
(5.14) |
де Qн1і – номінальна реактивна потужність СД потужністю більше 2500 кВт іn> 1000 об/хв., квар;
K1і, K2j – кількість синхронних двигунів у відповідній групі.
15. Визначається небаланс реактивної потужності в точці балансового розмежування підприємства з електроенергетичною системою, квар:
, |
(5.15) |
де коефіцієнт 0,9 – це зведення розрахункового навантаження до його математичного сподівання.
Якщо Qррозкласти на складові Qр= Qн+Qв+Qт, то замість коефіцієнта 0,9 маємо:
Qн0,7Qрн – математичне сподівання навантаження в мережі до 1 кВ;
Qв0,8Qрв – математичне сподівання навантаження в мережі 6-10 кВ;
Qт0,075Sр– втрати реактивної потужності в цехових трансформаторах.
Якщо Q1 = 0,9Qр – Qнк1– Qсд1– Qe< 0, що може мати місце у випадку встановлення у вузлі навантаження значної кількості СД, що генерують реактивну потужність, яка перевищує розрахункову реактивну потужність решти електроприймачів, то рекомендується наступне:
а) у договорі на користування електроенергією вказують граничне значення реактивної потужності, що передається в ЕЕС у години її максимального навантаження;
б) для пересилання реактивної потужності в мережі ЕЕС у години максимального та мінімального навантаження, розглядається можливість роботи СД із близьким до одиниці коефіцієнтом потужності;
в) гранична межа коефіцієнта реактивної потужності у випадку її генерування в мережі ЕЕС протягом малих навантажень приймається рівною 0,1;
г) батареї високовольтних конденсаторів не встановлюються, доцільність їхнього встановлення визначається споживачем.
Якщо баланс реактивної потужності не збігся, то розрахунок слід продовжити, враховуючи такі варіанти докомпенсування реактивної потужності:
а) докомпенсування реактивної потужності СД потужністю до 2500 кВт і швидкістю до 1000 об/хв (у випадку, якщо наявна реактивна потужність цієї групи СД не використовується під час споживання реактивної потужності від ЕЕС, що не перевершує економічного значення);
б) установлення додаткових, понад Qнк1, устав БНК;
в) споживання реактивної потужності від ЕЕС, що перевищує економічне значення Qe;
г) установлення у вузлах навантаження (6 - 10) кВ БВК.
Названі джерела реактивної потужності розглядаються в їхньому взаємозв’язку. Під час вибору джерел реактивної потужності слід ураховувати, що для підприємств із 1, – 2, – 3 – змінним режимом роботи рекомендується встановлювати БНК, а для підприємств із неперервним режимом роботи – БВК.
16. Розглядається доцільність додаткового використання реактивної потужності СД потужністю менше 2500 кВт і швидкістю до 1000 об/хв:
а) визначається значення величини 1(міри компенсування), якщо забезпечується компенсування реактивної потужності, що перевищує економічне значення:
; |
(5.16) |
б) визначається річна кількість годин використання максимальної реактивної потужності від ЕЕС під час споживання, що перевищує економічне значення (з п. 3):
, якщо; |
(5.17) |
, якщо; |
(5.18) |
в) визначається питома вартість споживання реактивної енергії від ЕЕС під час споживання, що перевищує економічне значення, грн/квар:
, |
(5.19) |
де d1– тариф за реактивну енергію, що споживається з ЕЕС, грн/квар*год;
г) визначається менше значення Rдля двох випадків за такими формулами:
для підприємств із 1, –2, –3– змінним режимом роботи витрати на генерування реактивної потужності в СД зіставляють із витратами під час споживання реактивної потужності з ЕЕС, що перевищує економічне значення та генеруванням реактивної потужності уставами БНК
|
(5.20) |
для підприємств із неперервним режимом роботи витрати на генерування реактивної потужності СД зіставляють із витратами під час споживання реактивної потужності з ЕЕС, що перевищує економічне значення та генеруванням реактивної потужності уставами БВК
|
(5.21) |
17. Визначається значення коефіцієнта за формулою (5.14) для кожної групи СД, у яких значення,знайдене в п. 13, є меншим 1.2 із використанням меншого значення R, знайденого за формулами (5.20) чи (5.21). Тоді реактивна потужність від СД визначається таким чином
, |
(5.22) |
де Qн1i– номінальна потужність СДі–тої групи з потужністю до 2500 кВт і частотою обертанняn<1000 об/хв, для яких1і1,2;K1i – кількість СД у групі з 1і < 1,2;
Qн2j – номінальна потужність СДj – ої групи потужністю до 2500 кВт іn< 1000 об/хв, для яких = 1,2 (з пункту 13);K2j – кількість СД у групі з2j = 1,2.
У такому випадку для СД, у яких значення , знайдене в п. 13, було прийняте 1.2, генерована реактивна потужність залишається без змін.
18. Визначається значення використаної реактивної потужності СД, квар:
, |
(5.23) |
де значення Qсд1 – береться з п. 14.
19. Визначається небаланс реактивної потужності в точці балансового розмежування, квар:
. |
(5.24) |
У випадку, якщо Q2> 0, то для підприємств із 1, –2 та 3 – змінним режимом праці розглядається доцільність установлення БНК потужністюQнк2:
а) визначаються питомі дисконтовані витрати від втрат електроенергії під час пересилання реактивної потужності з мережі (6, 10) кВ у мережу напругою до 1 кВ, грн/квар:
|
(5.25) |
де значення Срп – береться з пункту 6;
Uн – номінальна напруга мережі внутрішнього електропостачання, кВ;
– еквівалентний резистанс мережі (6-10) кВ (від шин (6 - 10) кВ ГЗП (ПГВ) чи РП і до шин 0,4 кВ цехових ТП), який визначається за формулою:
|
(5.26) |
де – еквівалентний резистивний опір електричної мережі ЕПС;
Rтi – резистивний опір трансформатора, Ом;
Nтi – кількість цехових трансформаторів;
Rоі – довжинний резистивний (активний) опір кабельної лінії, Ом/км;
li – середня довжина кабельних ліній 6-10 кВ до цехових ТП, км.
Орієнтовані величини резистивних опорів трансформаторів і відповідних їм кабельних ліній наведені в табл. 5.5.
Таблиця 5.5.
Значення резистивних опорів трансформаторів і відповідних їм кабельних ліній з алюмінієвими жилами
Sнт, кВА |
630 |
1000 |
1600 |
2500 | |
Rт, Ом |
10/0,4 кВ |
1,91 |
1,4 |
0,64 |
0,384 |
6/0,4 кВ |
0,96 |
0,4 |
0,321 |
0,168 | |
Rо, Ом/км |
0,62 |
0,443 |
0,326 |
0,258 |
У таблиці верхня цифра стосується для трансформаторів 10/0,4 кВ, нижня –трансформаторів 6/0,4 кВ. Значення Rеiвизначається для кожної групи трансформаторів.
б) визначається значення 2 (аналогічно з пунктом 16 a)
, |
(5.27) |
де значення Qпе = Q2(береться з пункту 19);
в) визначається річна кількості годин використання максимальної реактивної потужності під час споживання, що перевищує економічне значення (див. п. 3):
якщо; |
(5.28) |
, якщо; |
(5.29) |
г) визначається питома вартість споживання реактивної енергії, що перевищує економічне значення (аналогічно з пунктом 16 в), грн/квар:
|
(5.30) |
д) визначається оптимальне значення реактивної потужності, яка може бути переслана через цехові ТП за критерієм мінімізації втрат активної потужності в схемі внутрішнього електропостачання, квар:
, |
(5.31) |
де значення Внкбереться з пункту 9.
20. Визначається значення реактивної потужності додаткових БНК Qнк2:
Якщо Qте 0, то |
Qнк2 = Qт, але не більшеQ2. |
Якщо Qте< Qт, то |
Qнк2 = Qт– Qте, але не більшеQ2. |
Якщо Qте > 0, то |
Qнк2 = 0. |
21. У випадку необхідності встановлення додаткових БНК, загальна потужність БНК на підприємствах, які працюють в 1–,2–,3– зміни визначається за формулою, квар:
|
(5.32) |
22. Виконується аналіз балансу реактивної потужності на межі балансного розмежування з електроенергетичною системою, квар:
. |
(5.33) |
Здійснюється перевірка умови Qнк Qрн. Однак ця умова може не виконуватись у випадку великого значення розрахункової реактивної потужності високовольтних електроприймачівQрв(наприклад, за наявності великої кількості високовольтних АД й індукційних електропечей). У такому випадку слід збільшити споживання реактивної потужності від електроенергетичної системи до забезпечення балансу реактивної потужності, чи передбачити встановлення БВК.
Якщо Q3 > 0, то недостатня реактивна потужність, що перевищує економічне значення, повинна отримуватися з електроенергетичної системи.
Якщо Q3< 0, то слід зменшити потужність додаткових БНК.
Якщо Q3 0,01Qр, то розрахунок завершено.
23. Для підприємства з неперервним режимом роботи в першу чергу розглядають необхідність установлення БВК потужністю, квар:
. |
(5.34) |
Витрати на встановлення БВК необхідно порівняти з витратами під час пересилання з електроенергетичної системи реактивної потужності, що перевищує економічне значення.
а) визначається значення 3(аналогічно з пунктом 16а)
, |
(5.35) |
де значення Qпе =Q2(береться з пункту 19);
б) визначається річна кількості годин використання максимальної реактивної потужності при споживанні, що перевищує економічне значення (див. п.16 б):
якщо ; |
(5.36) |
, якщо; |
(5.37) |
д) визначається питома вартість споживання реактивної енергії, що перевищує економічне значення (аналогічно з пунктом 16 в), грн/квар:
|
(5.38) |
24. Економічно доцільне проектне вирішення визначається відношенням величин ВвкіСQп.
Якщо Ввк > СQп, то встановлення БВК є недоцільним щодо споживання реактивної потужності з ЕЕС, що перевищує економічне значення.
Якщо Ввк < СQп,то встановлення БВК є доцільним.