Электроснабжение механического завода местной промышленности

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Электроснабжение механического завода местной промышленности

Электроснабжение механического завода местной промышленности

Оглавление

Аннотация

Введение

1.            Исходные данные на проектирование

2.            Описание технологического процесса

3.            Определение расчетных электрических нагрузок

4.            Построение графиков электрических нагрузок

5.            Определение центра электрических нагрузок.

6.            Выбор системы питания.

6.1       Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

6.2       Выбор трансформаторов ППЭ

6.3       Выбор ВЛЭП

7              Выбор системы распределения

7.1       Выбор рационального напряжения распределения

7.2       Выбор числа и мощности цеховых ТП

7.3       Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

7.4       Выбор способа канализации электроэнергии

8              Расчет токов короткого замыкания

9              Выбор электрических аппаратов

9.1       Выбор аппаратов напряжением 110 кВ

9.2       Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

9.3       Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ

10         Проверка КЛЭП на термическую стойкость

11         Расчет самозапуска электродвигателей

12         Расчет релейной защиты

12.1  Защита от повреждений от повреждений внутри кожуха и от понижения уровня масла.

12.2  Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора.

12.3  Защита от токов внешних многофазных КЗ

12.4  Защита оттоков внешних замыканий на землю со стороны ВН

12.5  Защита от токов перегрузки.

13         Расчет молнии защиты и заземляющего устройства ПГВ.

14         Охрана труда

Заключение

Литература

Приложение

Аннотация

В данном дипломном проекте разработаны системы электроснабжения механического завода местной промышленности.

Содержание дипломного проекта включает в себя следующие вопросы: описание технологического процесса, расчет электрических нагрузок, определение центра электрических нагрузок, выбор системы питания и распределения электрической энергии, расчет токов короткого замыкания и проверка выбранной аппаратуры, разработка схемы электроснабжения, расчет релейной защиты, расчет заземляющего устройства, вопросы самозапуска электродвигателей. Рассмотрены вопросы охраны труда при эксплуатации электроустановок.

Система электроснабжения удовлетворяет требованиям надежности и экономичности.

Введение

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций.

Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий велось в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникло типовое решение.

В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций, методика определения электрических нагрузок и т.п. Ниже перечислены основные современные проблемы в области электроснабжения промышленных предприятий.

1.       Рациональное построение систем электроснабжения промышленных предприятий.

2.       Вопросы компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий.

3.       Применение переменного тока, оперативного, для релейной защиты и автоматики.

4.       Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок.

5.       Вопросы конструирования универсальных удобных в эксплуатации цеховых электрических сетей.

6.       Комплектное исполнение цеховых и общезаводских систем питания и конструкции подстанций.

Темой данного дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения механического завода местной промышленности.

Introduction

The problem of power supply of industrial firms has arisen simultaneously with development of construction of electrical stations.

The system design of power supply of industrial firms was conducted in a number(series) of design organizations. As a result of generalization of experience of designing there was a standard solution.

Methods of calculation and designing of shop networks(grids), selection of power of shop transformers and transformer substations now are created, a technique of definition of electrical loads the main(basic) modern problems are etc. below listed(etc. below transferred) in the field of power supply of industrial firms.

1.       Rational construction of systems of power supply of industrial firms.

2.       Questions of indemnification(compensation) of a reactive power in systems of power supply of industrial firms.

3.       Application of an alternating current, operating, for relay protection and automatics.

4.       Correct definition of expected electrical loads.

5.       Questions of designing universal convenient in maintenance of shop electrical networks.

6.       Complete fulfilment of shop and manufacturing power supply systems and designs of substations.

Theme of the given degree project is the designing of a system of power supply of a plant of heavy engineering.

1 Исходные данные на проектирование

1)                 Генеральный план завода приведен на рис. 1.

2)                 Мощность системы питания 950 МВ·А.

3)                 Питание предприятия можно осуществлять от подстанций энергосистемы на классах напряжения 220, 110, 35 кВ.

4)                 Индуктивное сопротивление системы (хС) принимать 0,3; 0,6; 0,9 о.е. соответственно классам напряжения 220, 110, 35 кВ.

5)                 Расстояние от источника питания до завода 7 км.

6)                 Сведения об электрических нагрузках представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Ведомость электрических нагрузок завода.

2 Технологический процесс коксохимического производства

Коксохимическое производство является основным производителем твердого топлива- кокса, путем сжигания которого получают тепловую энергию, а путем переработки - сырье для химической промышленности.

Основные потребители кокса - черная и цветная металлургия, литейное производство и химическая промышленность. Около 75% всего производимого кокса расходуется на выплавку чугуна в доменных печах. В СНГ ежегодно производится около 30 млрд. м3 коксового газа, 1млн. т. сырого бензола и 3млн. т. каменноугольной смолы. В настоящее время в отрасли вырабатывается свыше 3,5 млн. т. химических продуктов коксования. Ассортимент коксохимических продуктов составляет более 200 наименований.

В основе коксохимического производства лежит процесс пиролиза углей, или их сухой перегон. Он связан с нагреванием продукта без доступа воздуха. Цель пиролиза - отделение углерода от остальных веществ, содержащихся в углях.

Процесс пиролиза углей состоит из 5 стадий.

На стадии сушки при нагревании углей до 2000С происходит отделение влаги и адсорбированных газов – оксида углерода II, метана и др.

При начальном разложении(200…3500С) начинается плавление смолистых веществ и испарение углеводородов, а также разложение некоторых менее стойких, преимущественно кислородосодержащих органических соединений.

На стадии пластического состояния(350…5000С) уголь размягчается. Начинается интенсивное испарение углеводородов, смол и продолжается разложение углеводородов, азотистых и сернистых соединений.

В стадии образования полукокса(500…6000С) заканчивается процесс разложения испарения углеводородов и легкоплавких смол, благодаря чему пластическая масса твердеет (спекается). Такой спек (смесь углерода и тугоплавких смол) называется полукоксом.

При образовании кокса (при температуре свыше 6000С) начинают разлагаться тугоплавкие смолы с выделением моноциклических ароматических углеводородов, их производных и водорода. В спеке остается новообразовавшийся кристаллический углерод, связующий первичные чешуйки углерода в угле. Обычно этот процесс заканчивается при температуре около 10000С. Полученный продукт называется коксом.

Технологический процесс коксохимического завода начинается с подготовки сырья и приготовления шихты. Процесс подготовки сырья должен обеспечивать получение шихты заданного химического состава с учетом допускаемого содержания примесей, заданного размера угольных частиц и влажности.

Поступающий на завод уголь разных марок разделяется по составу и свойствам на группы, дробится и перемешивается в пределах каждой группы. Затем после дозировки на автоматических весах он обогащается путем грохочения, обеспыливания, мытьем, флотацией и другими методами с целью устранения посторонних примесей. Далее компоненты шихты подвергаются сушке и окончательному дроблению до крупности зерен не более 3 мм. Подготовленные таким образом компоненты шихты подаются в смесительные машины, а затем в бункеры накопителя угольной башни.

Готовая шихта из угольной башни определенными дозами высыпается в бункеры загрузочного вагона, который доставляет ее в камеры коксовых батарей.

Коксовая батарея представляет систему нескольких десятков коксовых камер, в которых происходит процесс коксования угольной шихты. Коксовая камера выложена огнеупорным кирпичом, длина составляет 13…15 метров, высота 5…5,5 метров при ширине 0,4…0,5 метра. Такая форма камеры обеспечивает более быстрый и равномерный прогрев шихты. В своде камеры имеются 3-4 люка, закрывающихся герметичными крышками, для загрузки шихты. Торцевые стороны камер также закрываются герметичными металлическими дверьми. Вверху камеры имеются стояки для отвода газообразных продуктов коксования в газосборнике.

Между камерами расположены обогревательные простенки, состоящие из системы отопительных каналов, в которых горячие газы обогревают стенки камеры. Под камерами находятся регенераторы, служащие для подогрева отходящими газами воздуха и газа, подаваемых через газопроводы в отопительные каналы.

По рельсовому пути, расположенному над коксовыми камерами перемещается в загрузочный вагон, который через загрузочные люки подает шихту в коксовые камеры. Он снабжен специальными механизмами, отвинчивающими и завинчивающими крышки люков.

Вдоль одной из сторон батареи по рельсовому пути перемещается коксовыталкиватель- машина, которая после окончания процесса коксования вскрывает двери камеры и выталкивает образовавшийся кокс. С другой стороны по рельсовому пути перемещается тушильный вагон, который принимает раскаленный кокс, транспортирует его под башню для тушения и затем выгружает на рампу.

Процесс коксования начинается после подачи загрузочным вагоном отмеренной дозы шихты в камеру. Загрузочные люки закрываются, и включаются подогревающие устройства. В начале из шихты выделяются вода и газы, затем она плавится и оседает. При дальнейшем повышении температуры происходит вспучивание шихты за счет выделяющихся паров и газов и затем постепенно ее отвердевание. На последней стадии коксования начинается усадка и растрескивание спека. К концу процесса коксования образуется так называемый коксовый пирог. Выделяющиеся парогазовые фракции по стоякам отводятся в газосборник.

Нагрев шихты идет от нагреваемых поверхностей к центру камеры, поэтому в силу малой теплопроводности шихты на разных расстояниях от стенок одновременно проходят разные стадии коксования.

Процесс коксования в зависимости от состава шихты, теплоты сгорания топлива и размеров камеры длится 14…17 ч.. По окончании процесса коксования нагревающего устройства выключаются, стояки перекрываются, а к дверям камеры подводится выталкиватель, который выгружает коксовый пирог в тушильный вагон, медленно движущийся вдоль батареи. Затем выталкиватель навешивает двери освободившейся камеры и отправляется к следующей камере, а загрузочный вагон открывает загрузочные люки и производит загрузку новой дозы шихты.

Выгруженный кокс подвергается тушению, так как при соприкосновении с воздухом он загорается. Тушильный вагон доставляет его в башню, где он гасится водой. После гашения кокс высыпается из вагона на рампу- наклонную бетонированную площадку, где остывает в течение 20 минут. Остывший кокс транспортерами подается на коксосортировку.

Летучие продукты, полученные в процессе коксования, представляют смесь паров и газов, которая называется прямым коксовым газом. Из 1 т. шихты влажностью 6% при коксовании получают около 270 кг или 330 м3 прямого коксового газа.

Содержание основных составляющих прямого коксового газа на 1 т. шихты: каменноугольная смола - около 32 кг, сырой бензол- 10, аммиак- 3, сероводород- 5, вода- 80 и так называемый обратный газ- 140 кг.

Коксохимическое производство до недавнего времени было единственным поставщиком бензольных углеводородов. С развитием нефтепереработки, позволяющей получать эти продукты при капиталовложениях в 1,5 раза меньше, его доля в производстве бензольных углеводородов снизилась до 40%. Однако в связи с тем, что бензол является попутным продуктом при получении кокса, коксохимическое производство остается одним из основных поставщиков бензольного сырья для органического синтеза. Легкую фракцию перерабатывают вместе с сырым бензолом. Из других фракций посредством ректификации, обработки химическими реагентами или вымораживанием с последующей кристаллизацией можно получить около 300 высококачественных химических соединений.

Коксохимический завод включает в себя следующие производственные цеха, перечисленные ниже.

Углеподготовка. Обычно состоит из отделений: углеприем, где выполняются работы по разгрузке из вагонов угля, угольных складов, где хранится оперативный запас угля всех марок и их усреднения; обогатительного отделения, где производится предварительное дробление, угли измельчаются до размеров 80-0 мм или 50-0 мм, отсев угольной пыли и последующая флотация шлама, и его сушка; дозировочного отделения, предназначенного для составления угольной шихты, окончательного измельчения угольной шихты и ее компонентов. После чего шихта поступает в угольную башню, а оттуда в коксовый цех.

Коксовый цех. В состав коксового цеха входят: батареи коксовых печей со вспомогательным и обслуживающим устройством и сооружением; обслуживающие их коксовые машины (коксовыталкиватели, углезагрузочные вагоны, двересъемные машины, тушильные и другие); газовое хозяйство коксовых батарей, газоотводящая и газоподводящая арматура, устройства для переключения и регулирования газовых, воздушных и дымовых потоков. Комплекс агрегатов для охлаждения (тушения) кокса мокрого – тушильные башни с насосами и отстойниками воды, коксовые рампы. Коксосортировка, где происходит разделение кокса по классам.

Отделение улавливаний химических продуктов коксования: конденсации, машинное, сульфатное, аммиачное, бензольное, обесфеноливающая установка, известковое отделение. В состав отделения конденсации входят осветлители для отделения воды и механических примесей от каменноугольной смолы, первичные газовые холодильники для охлаждения прямого коксового газа и выделения из него смолы и воды.

В машинном отделении располагаются газодувки-нагнетатели, отсасывающие прямой коксовый газ из газосборника коксовых печей и осуществляющие дальнейшую транспортировку его через улавливающую аппаратуру, и далее потребителям.

В сульфатном отделении производится улавливание и получение сульфата аммония.

В аммиачном отделении с обесфеноливающей установкой извлекается аммиак, фенолы и в виде фенолят натрия отправляют на централизованную переработку.

Насосная серной кислоты предназначена для перегонки серной кислоты полученной в цехах сероочистки (поступающая в дальнейшем на нужды промышленности).

В бензольном отделении из прямого коксового газа поглотительным маслом улавливают бензольные углеводороды, которые после выделения из поглотительного масла направляются на дальнейшую обработку. Основными товарными продуктами являются чистые бензол и его геммологи: толуол, ксилол.

К вспомогательным цехам относят: ремонтно-механический цех, специализированный цех по ремонту коксохимического оборудования и другие отделения занятые ремонтом оборудования. Очистные сооружения предназначены для конечной (полной) биохимической очистки воды использованной в процессе производства и дальнейший её сброс или повторное использование в производстве.

3. Определение расчетных электрических нагрузок

Важным этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. Зная электрические нагрузки, можно выбрать нужное число и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбрать и проверить токоведущие элементы по условию допустимого нагрева, рассчитать потери и колебания напряжения и выбрать защиты.

Существуют различные методы расчета электронагрузок, которые в свою очередь делятся на: 1) основные; 2) вспомогательные.

К первым относят такие способы как:

1. По установленной мощности и коэффициенту спроса.

2. По средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статический метод).

3. По средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузки.

4. По средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм)

Ко вторым относят такие методы как:

5. По удельному расходу электроэнергии на единицу продукции или заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени.

6. По удельной нагрузке на единицу производственной площади.

Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов.

Метод коэффициента спроса

Метод коэффициента спроса наиболее прост и широко распространен. Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность РЦ группы приемников и коэффициенты мощности cosj и спроса КС данной группы, определяемые по справочной литературе.

Расчетная нагрузка для однородных по режиму работы приемников определяется по следующим выражениям:

; ; ,

где КС – коэффициент спроса группы приемников.

tgj - соответствует cosj.

Расчетная нагрузка (цеха, корпуса, предприятия) определяется суммированием расчетных нагрузок отдельных групп приемников, входящих в данный узел с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки.

;

- сумма расчетных активных нагрузок отдельных групп приемников;

 - сумма расчетных реактивных нагрузок отдельных групп приемников.

КР.Т. – коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников, принимаемый 0,85 – 1,0 в зависимости от места нахождения данного угла в системе электроснабжения предприятия.

Статический метод расчета нагрузок

Формирование электрических нагрузок зависит от ряда случайных факторов. Поэтому числовые значения величин нагрузок, также являются случайными, чаще всего эти величины независимы. Поскольку групповая нагрузка представляет собой систему независимых случайных нагрузок отдельных электроприемников, то при большом их числе групповая нагрузка подчиняется нормальному закону распределения случайных величин.

По статическому методу расчетную нагрузку группы приемников определяют двумя интегральными показателями: средней нагрузкой РСР и среднеквадратичным отклонением s из уравнения:

,

где b - статический коэффициент, зависящий от закона распределения и принятой вероятности превышения графиком нагрузки Р(t) уровня РР.

Среднеквадратичное отклонение для группового графика определяют по формуле:

,

где  – Среднеквадратичная мощность.

При введении коэффициента формы

; ,

Значение b принимается различным. В теории вероятности используется правило трех сигм

;

что при нормальном распределении соответствует предельной вероятности 0,9973. Вероятности превышения нагрузки на 0,5% соответствует b = 2,5, для b = 1,65 обеспечивается пяти процентная вероятность ошибки. В практических расчетах вполне достаточна точность 0,5 тогда

Определение расчетной нагрузки по средней сложности и коэффициенту форм

Данный метод может применяться для определения расчетных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ напряжением 10 кВ, когда значения коэффициента формы КФ находится в пределах 1,0-1,2. Расчетную нагрузку группы приемников определяют из выражений:

;  или ,

где ; .

В расчетном методе расчетную нагрузку принимаю равной среднеквадратичной, т.е.:

,

Для группы приемников с повторно-кратковременным режимом (ПКР) работы применяемое допущение справедливо во всех случаях. Оно приемлемо и для групп приемников с длительным режимом работы, когда число приемников в группе достаточно велико и отсутствует мощные приемники, способные изменить достаточно равномерный групповой график нагрузок.

Значение коэффициента КФ достаточно стабильны, если производительность завода или цеха примерно постоянна. Поэтому при проектировании КФ могут быть приняты по опытным данным системы электроснабжения действующего предприятия, аналогичному по технологическому процессу и производительности проектируемому.

Средние мощности за наиболее загруженную смену РСР.М., QСР.М для определения расчетной нагрузки находятся при проектировании любым из способов:

1.  По известным установленным мощностям РУ и коэффициентам использования КИ.

где Рном. – суммарная номинальная мощность группы электроприемников приведенная к ПВ = 100 %.

2.  По известным удельным расходам электроэнергии и производительности цеха или предприятия в единицах продукции.

3.  По известным среднеудельным нагрузкам на единицу производственной площади.

Метод упорядоченных диаграмм

По этому методу расчетная активная нагрузка электроприемника на всех ступенях питающих и распределительных сетей (включая трансформаторы и преобразователи) определяется по средней мощности и коэффициенту максимума из выражения:

;

Для определения РР по методу упорядоченных диаграмм все электроприемники разбиваются на подгруппы с примерно одинаковыми режимами работы (коэффициентами использования КИ коэффициентами мощности cosj). Затем для каждой группы находят сумму номинальных мощностей. При этом, если режим работы электроприемника отличен от длительного, то используем следующую формулу:

,

где Рпас – паспортная мощность приемника.

ПВ – продолжительность включения электроприемника группы в долях от 1.

Значение КМ зависит от КИ данной группы электроприемников и эффективного числа приемников nэф. Эффективное число электроприемников определяется по формуле.

.

При числе электроприемников в группе 4 и более допускается принимать nэф равным n (действительному значению электроприемников при условии, что отношение номинальной мощности наибольшего электроприемника РНОМ.max к номинальной мощности наименьшего РНОМ.min

При m > 3 и КИ ³ 0,2 nэф можно определить по более простой формуле:

Когда найденное эффективное число электроприемников nэф оказывается больше действительного n, следует принимать nэф = n;

На практике бывают случаи, когда n < 5, тогда nэф, КМ не определяются и

– при n = 1 расчетная нагрузка подгруппы равна номинальной, т.е. РН = РИ –

– при n = 2 – 5 расчетная нагрузка рассчитывается по коэффициенту нагрузки  если КЗ у всех одинаков или если КЗ различны.

Практика расчетов показала, что более точно КМ можно найти по формуле:

,

где КФ – коэффициент формы графика нагрузки;

А,В – коэффициенты, учитывающие нагрев проводников

Коэффициент КФ рассчитывается по формуле:

;

Коэффициенты А и В принимаются равными

при КФ £ 1,1      А = 4,1         В = 3,1

при КФ > 1,1     А = 2,8         В = 1,67

расчетную реактивную нагрузку по этому принимают равной:

при КФ £ 10       QР = 1,1×QСР.М

при КФ > 10      QР = QСР.М

или QР = РР × tgj

Метод удельного расхода электроэнергии на единицу продукции

Ряд приемников электроэнергии характеризуются неизменными или мало изменяющимися графиками нагрузок. К таким электроприемникам относятся электроприводы вентиляторов, насосов, воздуходувок, преобразовательных агрегатов, электролизных установок, печи сопротивления, электроприемники бумажной и химической промышленности, поточно-транспортных систем, и многие другие.

Коэффициенты включения этих приемников равны 1, а коэффициенты загрузки изменяются мало.

Для электроприемников с неизменной или мало изменяющейся во времени нагрузкой, расчетная нагрузка совпадает со средней, за наиболее загруженную смену и может быть определена по удельному расходу электрической энергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска за определенный период времени:

,

где Эуд – удельный расход электроэнергии на единицу продукции, кВт×ч.

NСМ – количество продукции, выпускаемой за смену (производительность установки за смену).

ТСМ – продолжительность наиболее загруженной смены, ч.

При наличии данных об удельных расходах электроэнергии на единицу продукции в натуральном выражении Эуд при годовом объеме выпускаемой продукции Nгод цеха (предприятия в целом) расчетную нагрузку определяют по формуле:

,

где Тmax.ц – число часов использования максимума активной нагрузки цеха (принимается по отраслевым инструкциям и справочным данным).

Если известны данные об удельных расходах электроэнергии по отдельным технологическим агрегатам Эуд.i, то расчетную нагрузку определяют по формулам:

для цеха

;

для завода в целом:

где РР.О.Ц. и РР.О.З. – расчетные нагрузки за наиболее загруженную смену соответственно общецеховых и общезаводских электроприемников.

Nэд.i – производительность отдельных агрегатов.

Эуд.i – расход электроэнергии по отдельным агрегатам.

Метод удельной нагрузки на единицу произведенной площади

Расчетная нагрузка группы электроприемников по удельной мощности определяется по формуле:

,

где Руд – удельная расчетная мощность на 1 м2 производственной мощности, кВт/м2.

F - площадь размещения группы приемников, м2.

Удельную нагрузку определяют по статистическим данным. Её значение зависит от рода производства, площади цеха, обслуживаемой магистральным шинопроводом и изменяется в пределах 0,06 – 0,6 кВт/м2.

Метод удельной нагрузки на единицу производственной мощности применяемой при проектировании универсальных сетей машиностроения, которые характеризуются большим количеством электроприемников малой и средней мощности, равномерно распределенных по площади цеха. Универсальные сети выполняются магистральными шинопроводами и прокладываются с учетом возможных перемещений технологического оборудования.

Из анализа рассмотренных различных методов определения расчетных нагрузок можно сделать следующие выводы:

1. Для определения расчетных нагрузок по отдельным группам электроприемников и узлам с напряжением до 1 кВ в цеховых сетях следует использовать метод упорядоченных диаграмм показателей графиков нагрузок.

2. Для определения расчетных нагрузок на высших ступенях системы электроснабжения (начиная с цеховых шинопроводов и шин цеховых ТП и кончая линиями, питающими предприятие) следует использовать методы расчета, основанные на использовании средней мощности и коэффициентов КМ и КФ.

При ориентировочных расчетах на высших ступенях системы электроснабжения возможно применение методов расчета по установленной мощности и КС.

Из всех выше перечисленных методов расчетов электрических нагрузок предпочтительней метод коэффициента спроса. Погрешность при расчете данным способом составляет 5-10%. Такая погрешность допустима при проектировании. Таким образом расчет электрических нагрузок данного проекта будет осуществляется методом коэффициента спроса.

Метод коэффициента спроса

Указанный в проектном задании установленные мощности цехов позволяют применить к расчету их нагрузок, метод коэффициента спроса.

Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов СЭС сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных трансформаторов и т.д., определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всего завода в целом.

Определение расчетной нагрузки данным методом рассмотрим на примере сборочного цеха №3.

где - расчетный максимум цеха без учета освещения.

КС – коэффициент спроса цеха согласно цеха согласно [3].

 кВт

 кВар

Необходимо учесть нагрузку искусственного освещения цехов и территории завода. Эта нагрузка определяется по удельной плотности освещения s согласно [1] по выражению:

,

где F – освещаемая площадь, м2

s - удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м2.

КСО – коэффициент спроса осветительной нагрузки согласно [3].

кВт.

,

где tgj - коэффициент мощности осветительной нагрузки.

кВар.

В качестве источников света используем люминесцентные лампы и лампы ДРЛ с

cosj = 0,9 (tgj = 0,48).

Полная нагрузка цеха напряжением до 1 кВ представляет собой сумму силовой и осветительной нагрузки.

  кВт

  кВар

Результаты расчета остальных цехов сведены в табл. 2.

У потребителей напряжением 6 кВ отсутствует осветительная нагрузка.

Определим мощность осветительной нагрузки территории предприятия. Площадь территории Fтер =312716,3м2 удельная плотность освещения sтер = 1 Вм/м2. Коэффициент спроса КСО тер =1 по (2.1.3.) и (2.1.4.)

 кВт

 кВар

Суммарная активная нагрузка напряжением до 1 кВ.

 кВт

Суммарная реактивная нагрузка напряжением до 1 кВ.

 кВар

Суммарная полная нагрузка напряжением до 1 кВ.

 кВА

Для дальнейшего расчета максимальной нагрузки по заводу в целом необходимо учесть коэффициент разновременности максимума КРМ = 0,9, а также потери в цеховых трансформаторах, линиях, распределительной и др. элементах. Однако эти элементы еще не выбраны, поэтому потери в трансформаторах цеховых подстанций DР и DQ учитывают приближенно по суммарным значениям нагрузок напряжением до 1 кВ цех №3

  кВт

  кВар

Расчет остальных цехов представлен в таблице 2.

Суммарная активная нагрузка напряжением свыше 1000 В.

  кВт

Потребителями напряжения 6 кВ в компрессорной, насосной являются в основном синхронные двигатели. Они имеют опережающий cosj, т.е. они выдают реактивную мощность в сеть. Поэтому в расчетах учитываются со знаком «–».

Суммарная реактивная нагрузка напряжением свыше 1000 В.

 кВар

Реактивная мощность равна нулю так, как нагрузкой на 6 кВ в основном являются синхронные двигатели с cosj=1.

Активная мощность предприятия с учётом коэффициента разновримённости

кВт

Реактивная мощность предприятия без учета компенсации

 кВар.

Предварительные потери активной мощности в трансформаторе ППЭ

  кВт

Предварительные потери реактивной мощности в трансформаторе ППЭ

  кВар

Активная мощность предприятия

кВт

Реактивная мощность предприятия без учета компенсации

 кВар.

Полная расчетная мощность по заводу тогда будет

кВА.

Таблица 2. Расчетные максимумы цехов.

4. Построение графиков электрических нагрузок

Сопоставим полученные результаты расчетных мощностей завода с процентной шкалой суточного графика электрических нагрузок и данные сведем в табл. 3.

При составлении таблицы учтем нагрузки для рабочего и выходного дней. Также учтем тот факт, что насосная работает круглосуточно в любой день (её мощность 2694 кВт). В темное время суток осуществляется освещение территории завода (мощность осветительной нагрузки 286,88 кВт). В выходной день работают в основном именно эти нагрузки. Их сумма составляет 2980,88 кВт. Работа освещения территории завода осуществляется с 20 00 вечера до 7 00 утра.

По данным табл. 3 построим суточный график нагрузки .

Таблица 3. Суточный график нагрузок в именованных единицах

Рисунок - Суточный график электрических нагрузок

На рис. 4 приведен суточный график электрических нагрузок рабочего и выходного дней зимнего периода. Летний график строится и выглядит аналогично зимнему.

Для построения годового графика электрических нагрузок используется суточный график.

Рассчитаем число часов использования максимальной нагрузки Тmax.

Суточный расход активной энергии рабочего дня зимой.

 кВт×ч

Суточный расход активной энергии рабочего дня летом.

 кВт×ч

Годовой расход активной энергии.

 ч.  ч.

 кВт×ч

Определим число часов использования максимальной нагрузки.

  ч.

Рисунок – Годовой график электрических нагрузок.

5. Определения центра электрических нагрузок

Для построения рациональной СЭС промышленного предприятия важное значение имеет правильное размещение трансформаторных подстанций всех мощностей, напряжения, тока должны быть максимально приближены к центрам подключенных к ним нагрузок (ЦЭН). Это обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели СЭС по расходу электроэнергии и дефицитных проводниковых материалов, т.е. минимум приведенных затрат. При проектировании СЭС разрабатывается генеральный план объекта, на который наносятся все производственные цеха, расположенные на территории предприятия. На генеральном плане указываются расчетные мощности цехов и всего предприятия. Для того чтобы найти наиболее выгодный вариант расположения понижающих подстанций и источников питания, составляют картограмму нагрузок.

Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площади которых пропорциональны расчетным нагрузкам соответствующих цехов. Площадь сектора пропорциональна осветительной нагрузке цеха и определяется по выражению:

,

где m – масштабный коэффициент.

Угол характеризующий долю осветительной нагрузки, относительно расчетной нагрузки цеха определяется по выражению:

Координаты ЦЭН находятся по:

; ;

Результаты расчетов сведены в табл. 4.

По данным этой таблицы построим картограмму электрических нагрузок.

Таблица 4. Данные расчета картограммы электрических нагрузок.

Рис. 6. Картограмма электрических нагрузок точкой А на картограмме обозначим координаты центра электрических нагрузок завода.

Выбор рационального напряжения

При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы питания и распределения электроэнергии.

Для определения приближенного значения рационального напряжения в проектной практике обычно используют следующие выражения:

 (2.9.1)

где  - значение расчетной нагрузки завода, МВт; l – расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

Для рассматриваемого предприятия они будут равны:

Далее, намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше , а другое больше ) и на основе ТЭР окончательно выбирают напряжение питания предприятия.

Варианты стандартных значений напряжения: 35 кВ и 110 кВ.

Так как, под рациональным напряжением  понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат, определяют приведенные затраты для каждого из вариантов.

Согласно методике, изложенной в главе 1.1, приведенные затраты определяются по выражению (1.1.1), руб/год,

Народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения У будет определен позже, после расчета надежности схем питания. Для выбора рационального напряжения необходимо определить лишь капитальные вложения в строительство и стоимость потерь энергии.

Отчисления от капитальных вложений определяются по выражению (1.1.4), руб/год

Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным ЕН = 0,15 о.е./год.

Для воздушных линий 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах суммарные издержки на амортизацию и обслуживание равны  [8]. Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ  [8].

Сравнение производят для следующей схемы:

Рис. 8. Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения

Капитальные затраты К, необходимые для осуществления электропередачи от источников питания к приемникам электроэнергии, зависят от передаваемой мощности S, расстояния l между источником питания и местом потребления или распределения.

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения выражают формулой:

 (2.9.3)

где КЛ — капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; ; КЛ0 — стоимость сооружения 1 км линий; l — длина линии; КОБ — капитальные затраты на приобретение оборудования (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников, силовых трансформаторов и т. п.).

Определяют сначала капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ.

Находят КЛ110. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 110 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

 (2.9.4)

 (2.9.5)

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока:

Для коксохимического завода : Тма = 6000-8000 ч., Тмр = 7662ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9].

 (2.9.6)

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-95/16. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию Iпар ≤ Iд , по потерям напряжения U и потерям на коронный разряд.

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева:

По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 95/16 мм2 равен 330 А, следовательно Iпар = 165 А < Iд = 330 А. Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

 (2.9.7)

 (2.9.8)

 (2.9.9)

Удельные сопротивления для провода АС-95/16 равны r0 = 0,306 Ом/км и xо = 0,434 Ом/км [18]. По формуле (2.9.7):

5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-95/16 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8]. Учитывая, что длина линии , получают

Стоимость сооружения аналогичной линии в современных условиях (ценах 2002г.) составляет [Приложение 3].

Находят коэффициент пересчета для ВЛЭП по формуле (1.1.6):

Находят КОБ110. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 110 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8).

Так как на предприятии имеются потребители II категории, то устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяют по суточному графику нагрузки (рис. 6). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле:

 (2.9.10)

Определяют мощность одного трансформатора:

 (2.9.11)

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДН – 25000/110 [8] (Sном = 25 МВА; Uвн = 115 кВ; Uнн = 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; Pх = 25 кВт; Pк = 120 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,65%) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки:

 (2.9.12)

Коэффициент максимума:

 (2.9.13)

Коэффициент перегрузки:

 (2.9.14)

По кривым зависимости коэффициентов К1 и К2 согласно [2] определяют К2’. Получают К2’ = 1,4 » К2 = 1,14

Трансформатор в нормальном режиме недогружен, но с учетом развития предприятия в дальнейшем и с учетом погрешности вычислений, принимают трансформатор ТРДН – 25000/110.

Согласно Приложению 18 современная стоимость подобного трансформатора составляет

Находят коэффициент пересчета для силовых трансформаторов.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 110 кВ мощностью SНОМ = 25 МВА, равна [8].

Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле (1.1.6):

Затем определяют КВ110. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-110Б-40/2000У1 [6].

().

Его стоимость равна

Определяют коэффициент пересчета на примере воздушного выключателя с электромагнитным приводом ВВЭ-10-20/1600У3. В 1984 году он стоил  [6], а в 2002 году:  [Приложение 17].

Отсюда, по формуле (1.1.6):

Следовательно, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 по формуле (1.1.7), составляет:

Определяют КР110. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) [20].

().

Его стоимость равна

Определяют коэффициент пересчета на примере разъединителя внутренней установки фигурного с заземляющими ножами РВФЗ-10/1000.

Так, выбранный разъединитель с приводом РВФЗ-10/1000 в 1984 году стоил  [20], а в 2002 году:  [Приложение 13].

Отсюда, по формуле (1.1.6):

Следовательно, современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) по формуле (1.1.7), равна:

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ КОБ110, определяются по формуле:

 (2.9.15)

Далее определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ.

Находят КЛ35. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 35 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.4) и (2.9.5):

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Для коксохимического завода : Тма = 6000-8000 ч., Тмр = 7662ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9].

Отсюда, по формуле (2.9.6):

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-300/39 (по условиям короны).

Уже на данном этапе расчета можно сделать вывод о невыгодности применения ВЛЭП на 35 кВ, поскольку провод такого сечения на данное напряжение на практике никогда не применяется. Но для продолжения рассмотрения примера ТЭР, принимают допустимую перегрузку линии в аварийном режиме равной 1,45 [19]. Тогда сечение линии должно соответствовать пропускаемой мощности Sn:

 (2.9.16)

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.4) и (2.9.5):

;

.

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Как известно, для коксохимического завода : Тма = 6000-8000 ч., Тмр = 7662ч. [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9].

Отсюда, по формуле (2.9.6):

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-150/24 (по условиям короны).

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева.

По ПУЭ [9] допустимый предельный ток для провода на 35 кВ сечением 150/24 мм2 равен 450 А, следовательно Iпар = 357,65 А < Iд = 450 А. Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (2.9.7), (2.9.8) и (2.9.9):

Удельные сопротивления для провода АС-150/24 равны r0 = 0,198 Ом/км и xо = 0,406 Ом/км [18]. По формуле (2.9.7):

5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 35 кВ с проводами марки АС-150/24 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [8].

Используя найденный ранее коэффициент пересчета , по формуле (1.1.7) определяют, что современная стоимость данной ВЛЭП 35 кВ длинной l = 7 км будет составлять:

Находят КОБ35. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 35 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 – QS8).

Так как на предприятии имеются потребители II категории, то также, как и в предыдущем случае, устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяем по суточному графику нагрузки (рис. 6). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле (2.9.10):

Определяют мощность одного трансформатора по формуле (2.9.11):

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения для систем собственных нужд электростанций ТРДНС – 25000/35 [8] (Sном = 25 МВА; Uвн = 36,75 кВ; Uнн = 6,3/6,3; Pх = 25 кВт; Pк = 115 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,65 %) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку. Трансформатор ТРДНС-25000/35 не может применяться для установки на подстанциях, поскольку он предназначен для систем собственных нужд электростанций. Это говорит о неприемлемости варианта системы питания на напряжение 35 кВ. Однако, для примера ТЭР, продолжают расчет.

Коэффициент предварительной загрузки по формуле (2.9.12):

Коэффициент максимума по формуле (2.9.13):

Коэффициент перегрузки по формуле (2.9.14):

По кривым зависимости коэффициентов К1 и К2 согласно [2] определяют К2’. Получают К2’ = 1,4 » К2 = 1,14

Трансформатор находится на границе зоны систематической перегрузки (К2<1,5), но с учетом погрешности вычислений и возможности отключения потребителей III категории в летнее время при больших температурах окружающей среды в аварийном режиме, принимают трансформатор ТРДНС – 25000/35.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 35 кВ мощностью SНОМ = 25 МВА, равна [8].

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета  на цены 2002 года, получают, что капиталовложения в трансформатор по формуле (1.1.7) составят:

Затем находят КВ35. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 [6].

().

Его стоимость равна

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 по формуле (1.1.7), равна:

Определяют КР35. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-35/1000У1 [20].

().

Его стоимость равна

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета , современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-35/1000У1 по формуле (1.1.7), равна:

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ КОБ35 по формуле (2.9.15), равны:

Далее переходят к нахождению стоимости потерь энергии. Стоимость потерь энергии для линии и для оборудования (трансформатора) рассчитывается отдельно.

Стоимость потерь энергии для линий определяется по выражению (1.1.8), руб/год,

здесь I — максимальный ток в линии, А. Потери энергии будем для простоты определять без учета ежегодного роста нагрузки. Для линии 35 кВ

, а для линии 110 кВ -

R —активное сопротивление линий, Ом. Для линии 35 кВ , для линии 110 кВ .

t — время максимальных потерь, ч/год [определяется по заданному числу часов использования максимума Тмакс (см. 8, рис. 6.1)]. Для коксохимического завода , как уже отмечалось ранее,  [10]. Используя указанную зависимость  для любых значений  находят, что .

сЭ — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВт×ч). Величина сЭ в общем случае зависит от t .

Согласно основным методическим положениям технико-экономических расчетов в энергетике стоимость потерь энергии по замыкающим затратам принята равной средней в энергосистеме себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин новых конденсационных электростанций.

На современном этапе принимают .

Итак, стоимость потерь энергии для линии 35 кВ по формуле (1.1.8):

.

Стоимость потерь энергии для линии 110 кВ по формуле (1.1.8):

.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению (1.1.10), руб/год,

здесь n — число трансформаторов в группе. В данном случае для обоих вариантов напряжения n = 2.

DPX и DPK — номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-25000/35: DPХ = 25 кВт; DPК = 115 кВт; для ТРДН-25000/110: DPХ = 27 кВт; DPК = 120 кВт.

cЭх и cЭк — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимают cЭх = cЭк = 50 коп./кВт×ч.

Т — время работы трансформаторов, ч/год (при его работе круглый год Т = 8760 ч). В рассматриваемом случае, .

Sn — фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВ×А.

Итак, стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДНС-25000/35 по формуле (1.1.10), равна:

Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-25000/110 по формуле (1.1.10), равна:

Таким образом, все необходимое для расчета приведенных затрат обоих вариантов строительства найдено.

Суммирование производится по элементам системы (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет.

Далее определяют приведенные затраты по элементам с использованием формулы (1.1.1), но без учета ущерба:

·  приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 35 кВ:

·  приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ:

·  приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 35 кВ:

·  приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 110 кВ:

В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 35 кВ, равны:

 (2.9.17)

В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны:

 (2.9.18)

Таким образом, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ больше, чем на 110 кВ . В таких случаях, с учетом всех допущений (введение коэффициента перегрузки К = 1,45 и выбор трансформатора ТРДНС – для собственных нужд электростанций) для варианта на напряжение 35 кВ, за рациональное напряжение питания выбирают более высокое напряжение. То есть, для рассмотренного случая, им будет являться напряжение 110 кВ.

Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности

Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми. Учитывая расстояние до системы, уровень надежности потребителей, вид схемы питания и влияние окружающей среды, выбирают следующие две схемы РУ ВН.

а) б)

Рис. 9. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а) - без выключателей на стороне высшего напряжения; б) - с выключателями.

Выбор схемы РУ ВН неоднозначен, поскольку с одной стороны установка выключателей на стороне высшего напряжения в связи с дороговизной кажется экономически необоснованной, но с другой стороны применение их в электроснабжении промышленных предприятий приводит к снижению экономических потерь во много раз при авариях и перерывах электроснабжения. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно ниже, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а так же предотвращается развитие аварий технологических установок. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности, т. к. перерывы в электроснабжении могут привести к значительному экономическому ущербу в технологии.

Достоверность вышесказанного можно подтвердить рассчитав надежность рассматриваемых схем.

Расчет надежности

Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 9а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 9б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 9а) является высоковольтный выключатель подстанции системы.

Ремонтная перемычка QS7,QS8 (рис. 9а) и QS5,QS6 (рис. 9б) в нормальном (эксплуатационном) режиме работы не влияет на надежность схемы. Перемычка используется только в периоды ремонта одного из вводов. Поэтому в расчетах надежности она не учитывается.

В соответствии со схемами электроснабжения (рис. 9, а,б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 10, а,б), заменяя элементы схем распределительных устройств блоками и нумеруя их по порядку.

Затем разделяют полученные блок-схемы на логические расчетные схемы (ЛРС) I, II, III и IV для упрощения расчетов.

а) б)

Рис. 10. Блок-схемы расчета надежности

Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 9а).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 10.

Так как, рациональным напряжением питания было выбрано 110 кВ, то берут из таблицы 1 параметры элементов с номинальным напряжением 110 кВ. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения.

Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.

Таблица 10

Показатели надежности элементов СЭС

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1.     Определяют показатели аварийных отключений вводов

().

Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений  равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода  и параметра потока отказов источника питания I ввода :

 (2.9.19)

Средний параметр потока отказов для II ввода из-за аварийных отключений  равен сумме параметров потока отказов элементов II ввода  и параметра потока отказов источника питания II ввода :

 (2.9.20)

Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:

 (2.9.21)

Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:

(2.9.22)

2. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки () с масляным выключателем на каждой секции шин , а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора . Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения.

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.23)

 (2.9.24)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.25)

 (2.9.26)

3. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.27)

 (2.9.28)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.29)

 (2.9.30)

4. Показатели полных отключений вводов ().

Определение показателей  (р – отключение для профилакти-ческого ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3, 4, 5, (7, 8, 9, 10, 11) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:

Элемент 1, 3, 5 (7, 9, 11) – разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушной линии электропередач 110 кВ и воздушного выключателя 110 кВ.

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():

 (2.9.31)

 (2.9.32)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():

 (2.9.33)

 (2.9.34)

5. Затем определяются показатели полных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.35)

 (2.9.36)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.37)

 (2.9.38)

Далее переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов  а также время восстановления расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

6. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений mIII = 1 для обоих секций шин – 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). Показатели надежности для элементов 17 и 18 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (табл. 10), равны: ,  .

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.39)

 (2.9.40)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.41)

 (2.9.42)

7. Показатели надежности отдельных секций шин ТП при сохранении электроснабжения на других – индивидуальные показатели ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР  или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.43)

 (2.9.44)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР  или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.45)

 (2.9.46)

8. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.47)

 (2.9.48)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.49)

 (2.9.50)

Показатели полных отключений ввода ().

Показатели  для данной ЛРС не определяются, так как на вводе схемы элементов нет, а вышерасположенные элементы относятся к I и II ЛРС, при расчете которых ремонтные показатели уже были учтены. Отсюда, показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности из-за аварийных отключений ввода, которыми в данном случае являются показатели ИП 3 и ИП 4 ():

10. Показатели полных отключений секций шин ().

Так как показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности ИП 3 и ИП 4 () соответственно, то показатели полных отключений секций шин  равны показателям аварийных отключений секций шин  соответственно:

11. Показатели полного отключения ТП ().

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

 (2.9.51)

 (2.9.52)

Полное отключение ТП происходит при:

·                    аварийном отключении 4 секции шин (аварийное отключение ввода или аварийное отключение из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений) во время ремонта или аварии на 3 секции шин и наоборот;

·                    аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений во время аварии или ремонтных работ на вводе 3 секции шин с учетом отказа АВР (то же для 4 секции шин);

·                    аварийном отключении 3 или 4 секции шин (аварийном отключении ввода или аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений)с учетом ложного срабатывания АВР;

·                    отказе обоих источников питания.

Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП () равны:

 (2.9.53)

 (2.9.54)

12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ():

 (2.9.55)

 (2.9.56)

13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ():

 (2.9.57)

 (2.9.58)

 (2.9.59)

 (2.9.60)

14. Отказы любого вида ():

 (2.9.61)

 (2.9.62)

15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам (1.3.5) и (1.3.6). Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:

 (2.9.63)

 (2.9.64)

Результаты расчета сведены в таблицу 11.

Таблица 11

Показатели надежности для схемы с разъединителями (рис. 9а).

Теперь определим показатели надежности для схемы с выключателями на стороне высшего напряжения (рис. 9б).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 12.

Так как, рациональным напряжением питания было выбрано 110 кВ, то берут из таблицы 1 параметры элементов с номинальным напряжением 110 кВ. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения. Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.

Таблица 12

Показатели надежности элементов СЭС

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяем показатели аварийных отключений вводов.

Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений  равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода  и параметра потока отказов источника питания I ввода :

 (2.9.65)

Средний параметр потока отказов для II ввода из-за аварийных отключений  равен сумме параметров потока отказов элементов II ввода  и параметра потока отказов источника питания II ввода :

 (2.9.66)

Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:

 (2.9.67)

Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:

 (2.9.68)

2. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки () с масляным выключателем на каждой секции шин , а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора . Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения.

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.69)

 (2.9.70)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.71)

 (2.9.72)

3. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.73)

 (2.9.74)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.75)

 (2.9.76)

4. Показатели полных отключений вводов ().

Определение показателей  (р – отключение для профилакти-ческого ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3 (5, 6, 7) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:

Элемент 1, 3 (5, 7) – разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушного выключателя 110 кВ.

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():

 (2.9.77)

 (2.9.78)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():

 (2.9.79)

 (2.9.80)

5. Показатели полных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.81)

 (2.9.82)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.83)

 (2.9.84)

Затем переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов

а время восстановления

расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

6. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений mIII = 1 для обоих секций шин – 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций).

Показатели надежности для элементов 13 и 14 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (таблица 12), равны:

,

 .

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.85)

 (2.9.86)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.87)

 (2.9.88)

7. Показатели надежности отдельных секций шин ТП при сохранении электроснабжения на других – индивидуальные показатели ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР  или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.89)

 (2.9.90)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР  или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.91)

 (2.9.92)

8. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 3 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.93)

 (2.9.94)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для 4 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.95)

 (2.9.96)

9. Показатели полных отключений ввода ().

Показатели  для данной ЛРС не определяются, так как на вводе схемы элементов нет, а вышерасположенные элементы относятся к I и II ЛРС, при расчете которых ремонтные показатели уже были учтены. Отсюда, показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности из-за аварийных отключений ввода, которыми в данном случае являются показатели ИП 3 и ИП 4 ():

10. Показатели полных отключений секций шин ().

Так как показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности ИП 3 и ИП 4 () соответственно, то показатели полных отключений секций шин  равны показателям аварийных отключений секций шин  соответственно:

11. Показатели полного отключения ТП ().

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

 (2.9.97)

 (2.9.98)

Полное отключение ТП происходит при:

·                    аварийном отключении 4 секции шин (аварийное отключение ввода или аварийное отключение из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений) во время ремонта или аварии на 3 секции шин и наоборот;

·                    аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений во время аварии или ремонтных работ на вводе 3 секции шин с учетом отказа АВР (то же для 4 секции шин);

·                    аварийном отключении 3 или 4 секции шин (аварийном отключении ввода или аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений)с учетом ложного срабатывания АВР;

·                    отказе обоих источников питания.

Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП () равны:

 (2.9.99)

 (2.9.100)

12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ():

 (2.9.101)

 (2.9.102)

13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ():

 (2.9.103)

 (2.9.104)

 (2.9.105)

 (2.9.106)

14. Отказы любого вида ():

 (2.9.107)

 (2.9.108)

15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам (1.3.5) и (1.3.6). Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:

 (2.9.109)

 (2.9.110)

Результаты расчета представлены в таблице 13.

Таблица 13

Показатели надежности для схемы с выключателями (рис. 9б)

Таким образом, видно, что вероятность безотказной работы  для схемы с выключателями (рис. 9,б) больше, а коэффициент простоя  меньше, чем для схемы с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис. 9,а) для всех вышерассмотренных случаев нарушения электроснабжения.

Итак, рассчитав параметры надежности рассматриваемых схем, можно определить среднегодовой ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения, входящий в формулу годовых приведенных затрат.

Среднегодовой ожидаемый ущерб

Как уже отмечалось, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ (руб./год) от нарушения электроснабжения технологических установок определяется с использованием полученных в результате расчета надежности СЭС средних значений параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов.

Для схемы (рис. 9,а) берут следующие значения среднего параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов рассматриваемой подстанции соответст- венно:

из табл. 11. Для данных значений  и по графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 4), находят

Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 9,а) по формуле (1.1.12), равен:

Аналогично, для схемы (рис. 9,б):   из табл. 13. По графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 4):

Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 9,б) по формуле (1.1.12), равен:

Таким образом, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ от нарушения электроснабжения технологических установок для схемы (рис. 9,б) меньше, чем для схемы (рис. 9,а).

Технико-экономический расчет

Используют ту же методику, что и при определении рационального напряжения питания. Находят приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения (рис 9, а,б).

При определении приведенных затрат на сооружение распределительных устройств высшего напряжения для каждого варианта схем суммирование производится по элементам схем (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет. В данном случае, не учитывают следующие составляющие: высоковольтные выключатели и разъединители подстанции системы; ВЛЭП, по которой осуществляется питание завода; силовые трансформаторы подстанции. Следовательно, капитальные затраты для схемы (рис 9,а) будет составлять стоимость разъединителей QS5, QS6, а для схемы (рис. 9,б) - стоимость разъединителей QS1 – QS4 и стоимость высоковольтных выключателей Q1 и Q2.

Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным ЕН = 0,15 о.е./год.

Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ  [8].

Современная стоимость высоковольтного оборудования была уже определена при выборе рационального напряжения питания. Она составила для высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 , а для высоковольтного разъединителя РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ)

Стоимость потерь энергии сЭ в данном случае не учитывают, так как она одинакова для обоих вариантов.

Отсюда, учитывая найденные ранее значения среднегодового ожидаемого ущерба, рассчитывают приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения по формуле (1.1.1):

Таким образом, с точки зрения ТЭР схема с выключателями на высокой стороне подстанции (рис.9,б) является более выгодной, чем схема с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис.9,а), так как приведенные затраты для схемы (рис. 9,б) на  меньше, чем для схемы (рис. 9,а).

Заключение

В результате проведения технико-экономического сравнения вариантов схем с учетом надежности электроснабжения потребителей выбирается схема с выключателями на высокой стороне (рис.9,б).

Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения

Рис. 11. Схема РУ НН

Учитывая выбор силового трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой мощностью 25 МВА с вторичным напряжением 6-10 кВ, выбирают схему РУ НН, изображенную на рис. 11. Преимущество схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви.

Компенсация реактивной мощности

При реальном проектировании энергосистема задаёт экономически выгодную величину перетока реактивной мощности (Qэкон), в часы максимальных активных нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителю.

В дипломном проектировании Qэкон рассчитывается по формуле, где tgном находится из выражения:

где tgjб -базовый коэффициент реактивной мощности принимаемый для сетей 6-10 кВ присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжения 110 кВ, tgjб= =0,5;

k-коэффициент учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах, для Омской энергосистемы: к = 0,8;

dм-это отношение потребления активной мощности потребителем в квартале max нагрузок энергосистемы к потреблению в квартале max нагрузок потребителя, для Омской энергосистемы: dм = 0,7;

Qэкон. = Рр· tgfэ =16384.46. ·0,625=10240.3 кВар,

Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить на предприятии, рассчитываем по выражению:

 14707,8- 10240.3 = 4467.5кВар; (18)

Полная мощность предприятия будет равна:

31724,8 кВА . (19)

6. Выбор системы питания

Системы электроснабжения промышленного предприятия условно разделена на две подсистемы – систему питания и систему распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередачи (ЛЭП) и пункт приема электроэнергии (ППЭ), состоящий из устройства высшего напряжения (УВН), силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения (РУНН).

ППЭ называется электроустановка, служащая для приема электроэнергии от источника питания (ИП) и распределяющая её между электроприемниками предприятия непосредственно или с помощью других электроустановок.

Предприятие потребляет значительную мощность, а ИП удален, то прием электроэнергии производится либо на узловых распределительных подстанциях (УРП), либо на главных понизительных подстанциях (ГПП), либо на подстанциях глубокого ввода (ПГВ).

Так как у ПГВ первичное напряжение 35-220 кВ и выполняется по упрощенным схемам коммуникации на первичном напряжении, то в качестве ППЭ выбираем унифицированную комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ – 110/6 – 104.

6.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

Схемы электрических соединений подстанций и распределительных устройств должны выбираться из общей схемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:

-                        Обеспечивать надежность электроснабжения потребителей;

-                        Учитывать перспективу развития;

-                        Допускать возможность поэтапного расширения;

-                        Учитывать широкое применение элементов автоматизации и требования противоаварийной автоматики;

-                        Обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

На всех ступенях системы электроснабжения следует широко применять простейшие схемы электрических соединений с минимальным количеством аппаратуры на стороне высшего напряжения, так называемые блочные схемы подстанций без сборных шин.

При выполнении блочных схем подстанции напряжением 35 – 220 кВ следует применить:

1.  Схемы «отделитель-короткозамыкатель» при питании предприятия по магистральной линии и «разъединитель-короткозамыкатель» при питании по радиальной линии. В данной схеме отключающий импульс от релейной защиты подается на короткозамыкатель, который создает искусственное короткое замыкание, что приводит к отключению головного выключателя линии. При питании по магистральной линии отделитель во время бестоковой паузы срабатывает, отделяя УВН от линии, и через выдержку времени устройство АПВ на головном выключателе подает на него включающий импульс и линия вновь включается, обеспечивая электроснабжение оставшихся потребителей. При радиальной схеме устройство АПВ на головном выключателе не устанавливается, следовательно, отдельной схемы, при малых расстояниях от подстанции до короткозамыкателя (до 5 км), не рекомендуется из-за возникновения километрического эффекта.

2.  Схемы глухого присоединения линии к трансформатору через разъединитель является более дешевой по сравнению с предыдущей, при малых расстояниях. Отключающий импульс в данной схеме подается по контрольному кабелю на головной выключатель.

3.  Схемы с выключением на стороне высокого напряжения.

Выбор вида УВН осуществляется на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Наиболее экономичный вариант электроустановки требует наименьшего значения полных при приведенных затрат, которые определяются по выражению:

где ЕН = 0,12 нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, руб.

К – капиталовложения в электроустановку, руб.

И – годовые издержки производства, руб/год.

На основании вышеизложенного наметим два варианта и по результатам ТЭР выберем вариант с наименьшими затратами.

Вариант 1 Схема «разъединитель-короткозамыкатель» рис.6.

Вариант 2 Схема «Выключатель» рис. 7.

Вариант 1.

Капиталовложения

Разъединитель РНД3-1б-110/1000

Краз = 4,6 тыс. руб. согласно [7]

Короткозамыкатель КЗ-110У-У1(Т1)

ККЗ = 10,6 тыс. руб. согласно [7].

Стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жилами сечением 10х2,5 мм2

ККК = 11,3 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб.

Вариант 2.

Капиталовложения ВВЭ-110Б-16/1000 УХЛ1

КВ = 90 тыс. руб. согласно [7]

Разъединитель РНД3-1б-110/1000

Краз = 4,6 тыс. руб. согласно [7]

Суммарные капиталовложения:

 тыс. руб.

2. Издержки на амортизацию и обслуживание.

где Ра – амортизационное отчисление, руб.

Р0 – затраты на электроэнергию, руб.

РР – расходы на эксплуатацию, руб.

Вариант 1

 тыс. руб.

Вариант 2

 тыс. руб.

3. Полные приведенные затраты

Вариант 1.

 тыс. руб.

Вариант 2

 тыс. руб.

Окончательно выбираем наиболее надёжную схему УВН ППЭ, т.е. схему «Выключатель» вариант 2.

6.2 Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов ППЭ производится по ГОСТ 14209-85, т.е. по расчетному максимуму нагрузки SР, по заводу намечаются два стандартных трансформатора, намечаемые трансформаторы проверяются на эксплуатационную перегрузку.

По суточному графику определяем среднеквадратичную мощность

  кВА

Намечаемая мощность трансформатора

В соответствии с тем, что SСК = 28210,67 кВА выбираем трансформатор марки ТРДН – 25000 кВА.

Так как SСР.КВ = 28210,67 кВА < 2×SН.Т = 50000 кВА, то проверки на эксплуатационную перегрузку не требуется.

По полной мощности подстанции выбираем трансформатор ТРДН-25000/110.

Определяется коэффициент первоначальной загрузки.

Проверяется трансформатор на аварийную перегрузку, т.е. когда один трансформатор на ППЭ выведен из строя.

Определяем коэффициент загрузки в ПАР

Сравним значение  и КМ. Так как , то принимается

По табл. 2 [4] находим К2 доп

Для n=21 и К = 0,564 К2 доп = 1,4

К2 =1,15 < К2 доп = 1,4 следовательно трансформаторы ТРДН-25000/110 удовлетворяют условиям выбора.

Для ТРДН-25000/110:

DРР = 120 кВт; DРХХ = 25 кВт; IХХ% = 0,65%; UКЗ% = 10,5%

6.3 Выбор ВЛЭП

Питание завода осуществляется по двухцепной воздушной линии так как завод состоит из потребителей электроэнергии 1,2 и 3 категории. При этом выбирается марка проводов и площадь их сечения. При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах.

Для трансформатора ТРДН-25000/110

DРР = 120 кВт; DРХХ = 25 кВт; IХХ% = 0,65%; UКЗ% = 10,5%

Потери в трансформаторе:

;

 кВт;

 кВар.

Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах

Принимаются к установке провода марки АС.

Расчетный ток в ПАР

  А

Расчетный ток в нормальном режиме.

  А

Предварительно принимаем провод сечением FР = 70 мм2 с Iдоп = 265 А табл.1.3.29 [5].

Проверяется выбранное сечение провода по экономической плотности тока:

где IР – расчетный ток в нормальном режиме.

jЭК – экономическая плотность тока. jЭК = 1 А/мм2 по табл. 1.3.36 [5] для Тmax > 5000 ч.

 мм2

Выбираем FР = 95 мм2 с Iдоп = 330 А по табл. 1.3.29 [5].

По условиям короны минимальное сечение провода на напряжение 110 кВ составляет 70 мм2, данное условие выполняется.

Проверка по потерям напряжения:

Потери напряжения в линии.

,

где ,  кВт

,  кВар

Сопротивление линии:

 Ом

 Ом

По потерям напряжения данное сечение также удовлетворяет условиям проверки. Выбранные провода ЛЭП-110 сечением 95 мм2 и Iдоп = 330 А удовлетворяет всем условиям проверки. Окончательно принимаем провода марки АС-95 с Iдоп = 330 А. Опоры железобетонные двухцепные.

7. Выбор системы распределения

В системе распределения завода входят распределительные устройства низшего напряжения ППЭ, комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередач (кабели, токопроводы), связывающие их с ППЭ.

Выбор системы распределения включает в себя решение следующих вопросов:

1.Выбор рационального напряжения системы распределения.

2.Выбор типа и числа КТП, РП и мест их расположения.

3.Выбор схемы РУ НН ППЭ.

4.Выбор сечения кабельных линий и способ канализации электроэнергии.

7.1 Выбор рационального напряжения распределения

Рациональное напряжение распределения определяется на основании ТЭР и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности ЭП напряжением 6кВ, 10 кВ, наличия соответственной ТЭЦ и величины ее генераторного напряжения, а так же Uрац системы питания. ТЭР не проводится в случаях:

Суммарная мощность электроприемников 6 кВ равна или превышает 40% общей мощности предприятия – тогда напряжение распределения принимается 6 кВ.

Суммарная мощность электроприемников 6 кВ не превышает 15% общей мощности предприятия – тогда напряжения распределения принимается 10 кВ.

Суммарная мощность 6 кВ

  кВА

На основании этого принимаем напряжение распределения классом UР = 6 кВ.

7.2 Выбор числа и мощности цеховых ТП

Число КТП и мощность трансформаторов на них определяется средней мощностью за смену (SСМ) цеха, удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения.

Если нагрузки цеха (SСМi)на напряжении до 1000 В не превышает 150 – 200 кВА, то на данном цехе ТП не предусматривается, и ЭП цеха запитывается с шин ТП ближайшего цеха кабельными ЛЭП.

Число трансформаторов в цехе определяются по:

где SСМ – сменная нагрузка цеха;

SН.Т. – номинальная мощность трансформатора, кВА

r - экономически целесообразный коэффициент загрузки.

для 1 – трансформаторной КТП (3 категория) b = 0,95-1,0

для 2 – трансформаторной КТП (2 категория) b = 0,9-0,95

для 3 – трансформаторной КТП (1 категория) b = 0,65-0,75

Коэффициент максимума для определения средней нагрузки за смену находим по:

Средняя нагрузка за смену равна:

Так как выбор мощности цеховых трансформаторов производится с учетом установки компенсирующих устройств, то найдем мощность компенсации и выберем комплектные компенсирующие устройства.

Мощность компенсации:

Средняя реактивная мощность заводского цеха определяется из выражения:

Если нет необходимости устанавливать компенсирующие устройства, то выражение принимает вид:

Полная мощность, приходящаяся на КТП с учетом компенсации реактивной мощности:

Цеховые трансформаторы выбираются по SСМ с учетом Sуд

Удельная мощность цеха:

где F – площадь объекта, м2

При определении мощности трансформаторов следует учесть, что если Sуд не превышает 0,2 (кВА/м2), то при любой мощности цеха мощность трансформаторов не должна быть более 1000 кВА. Если Sуд находится в пределах 0,2-0,3 кВА/м2, то единичная мощность трансформаторов принимается равной 1600 кВА.

Если Sуд более 0,3 кВА/м2, то на ТП устанавливается трансформаторы 2500 кВА.

После предварительного выбора трансформатора в НР и ПАР, а там где есть необходимость с учетом отключения потребителей 3 категории.

Для примера определяется средняя нагрузка цеха №1. Коэффициент использования для цеха №1 КИ = 0,45оэффициент максимума определяется по формуле .

Средняя нагрузка за максимально нагруженную смену определяется по формулам :

 кВт  кВар

Определяем полную мощность .

кВА

Поскольку  < 200¸250 кВА, то на этом объекте КТП не предусматривается, а ЭП будут запитаны с шин ТП ближайшего цеха по кабельной ЛЭП.

Результаты расчетов средних нагрузок за наиболее загруженную смену остальных цехов сведем в табл. 5.

Согласно [6] для компенсации реактивной мощности используются только низковольтные БСК (напряжением до

где QЭ – реактивная мощность, 1000 В)

Qa – мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6кВ

Следовательно будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 200 кВар (это экономически нецелесообразно). Величина мощности БСК в том узле нагрузки определяется по выражению (6.2.

где QМ – реактивная нагрузка в i-том узле, кВар;

 - сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар.

Таблица 5.

 кВар;  кВар

Затем полученные расчетным путем QКi округляются до ближайшего стандартного значения БСК Qsi стандартные взятые из [3]. Результаты сведем в табл.6. Типы используемых стандартных БСК приводятся в табл.7.

Таблица 6.

Примечание 1. Для обеспечения наилучшей в данных условиях взаимозаменяемости будем использовать только четыре типоразмера трансформаторов КТП.

Таблица 7. Стандартные БСК

На предприятиях средней и малой мощности для разгрузки кабельных каналов от отходящих линий (от ПГВ до цеховых трансформаторных подстанций) предусматриваются РП.

В данном проекте ЭП на 6 кВ расположены в цехах вместе с ЭП ниже 1000 В, образуя, таким образом, энергоемкий объект, который имеет определенное количество подходящих питающих линий. Учитывая этот фактор, установлен РП на 6 кВ.

7.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП

Для проведения данного расчета в табл. 8 внесем каталожные данные трансформаторов КТП, которые взяты из [3].

Таблица 8.

Расчет проводится в следующей последовательности:

– определяются реактивные потери холостого хода.

,

где IХХ – ток холостого хода, %

SНОМ – номинальная мощность трансформатора , кВА.

РХХ – активные потери холостого хода, кВт

– рассчитываются активные потери мощности в трансформаторах

,

где n – число параллельно работающих трансформаторов, шт;

DРКЗ - активные потери короткого замыкания, кВт;

– мощность, проходящая через трансформатор, кВА

– находится реактивные потери мощности в трансформаторах;

где UКЗ% - напряжение короткого замыкания, %;

Расчет для КТП цеха №14

  кВар

кВА

 кВт

 кВар

 кВар

Результаты расчета для остальных КТП сведем в табл. 9.

Таблица 9.

7.4 Выбор способа канализации электроэнергии

Так как передаваемое в одном направлении мощности незначительны, то для канализации электроэнергии будем применять КЛЭП.

Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [5] с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течении 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 25% [5]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рис.8.

Кабель выбирается по следующим условиям:

1)       По номинальному напряжению.

2)       По току в номинальном режиме.

3)       По экономическому сечению.

Кабель проверяется по следующим условиям:

1)       По току в послеаварийном режиме.

2)       По потерям напряжения.

3)       На термическую стойкость к токам КЗ.

Выберем кабель от ПГВ до ТП1.

Максимальная активная мощность

 кВт

Максимальная реактивная мощность

 кВар

Полная мощность

 кВА

Расчетный ток кабеля в нормальном режиме

  А

Расчетный ток кабеля в послеаварийном режиме

  А

Экономическое сечение:

  мм2

где экономическая плотность тока jЭ для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки в год более 5000 (Тmax = 7662 ч) согласно [5] равны 1,3 А/мм2.

Предварительно принимаем кабель марки ААШ в сечении 35 мм2 с допустимым током Iдоп = 125 А.

Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:

где К1 – поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [5] К1 = 1,0.

К2 – поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [5].

К3 – поправочный коэффициент, учитывающий допустимую нагрузку кабелей на период ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности максимума перегрузки 5 часов согласно [5] К3 = 1,3.

 А

 А

Перегрузка кабеля:

Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так кА не известны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения.

Выбор остальных кабелей сведем в табл.10.

Таблица 10. Выбор кабелей