Электроснабжение текстильного комбината - дипломная работа
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. Технико-экономический расчет с учетом надежности
6.1 Выбор рационального напряжения
6.2 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности
6.3 Расчет надежности
6.4 Среднегодовой ожидаемый ущерб
6.5 Технико-экономический расчет
6.6 Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения с учетом надежности
7. Выбор системы питания
7.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ
7.2 Выбор трансформаторов ППЭ
7.3 Выбор ВЛЭП
8. Выбор системы распределения
8.1 Выбор рационального напряжения распределения
8.2 Выбор числа и мощности цеховых ТП
8.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП
8.4 Выбор способа канализации электроэнергии
9. Расчет токов короткого замыкания
10. Выбор электрических аппаратов
10.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ
10.2 Выбор аппаратов напряжением 6 кВ
10.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ
11. Проверка КЛЭП на термическую стойкость
12. Расчет самозапуска электродвигателей
13. Расчет релейной защиты
13.1 Защита от повреждений от повреждений внутри кожуха и от понижения уровня масла
13.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора
13.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ
13.4 Защита оттоков внешних замыканий на землю со стороны ВН
13.5 Защита от токов перегрузки
14. Расчет молнии защиты и заземляющего устройства ПГВ
15. Охрана труда
Заключение
Литература
Аннотация
В данном дипломном проекте разработаны системы электроснабжения текстильного комбината.
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.
The summary
In the given degree project the systems of power supply of a plant of heavy engineering are designed.
The contents of the degree project includes following questions: the description of a manufacturing process, calculation of electrical loads, definition of center of electrical loads, selection of the power supply system and distribution of electrical energy, calculation of short-circuit currents and check of selected instrumentation, wiring design of power supply, calculation of relay protection, calculation of the grounding device, questions of electric motors. The questions of guards of work are considered at maintenance of electric sets.
The system of power supply meets the requirements of reliability and profitability.
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 текстильного комбината.
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.
Them 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 800 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 3 км.
6) Сведения об электрических нагрузках представлены в таблице 1.
2. Описание технологического процесса
Таблица 1. Ведомость электрических нагрузок завода
№ на плане
Наименование цеха
Установленная мощность, кВт
Категория
Окружающая среда
1
Административный корпус
100
II
Нормальная
2
Прядильно-кордная фабрика
7010
II
Нормальная
3
Ткацкая фабрика № 1
3200
II
Нормальная
4
Ткацкая фабрика № 2
2150
II
Нормальная
5
Отбельно-красильный корпус отделочной фабрики
1770
II
Нормальная
6
Печатно-аппретурный корпус отделочной фабрики
4600
II
Пожароопасная
7
Станция водоподготовки
1100
II
Нормальная
8
Склад масел
20
III
Нормальная
9
Склад реагентов
15
III
Тяжелая
10
Склад готовой продукции
30
III
Тяжелая
11
Склад вспомогательных материалов
120
III
Тяжелая
12
Ремонтно-механический цех
700
II
Нормальная
13
Склад хлопка
20
III
Нормальная
14
Депо электрокар
250
II
Нормальная
15
Блок подсобных цехов
70
II
Нормальная
16
Хлопковая база
30
Ш
Нормальная
17
Компрессорная
650
II
Нормальная
Компрессорная (6 кВ)
2800
II
Нормальная
18
Склад декоративных тканей
15
Ш
Нормальная
19
Холодильная станция
2210
II
Нормальная
Холодильная станция (6 кВ)
6000
II
Нормальная
20
Насосная
1380
II
Нормальная
21
Ремонтно-строительный цех
120
Ш
Нормальная
22
Прядильно-ниточная фабрика
8810
II
Нормальная
23
Прядильно-гребенная фабрика
8190
II
Нормальная
Освещение цехов и территории комбината
Определить по площади
II
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.
1. 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.
2. 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
3. Определение расчетной нагрузки по средней сложности и коэффициенту формы
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.
4. 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 бывает, 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
5. 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.
6. 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 прядильно-кордной фабрики.
где
- расчетный максимум цеха без учета освещения. КС
– коэффициент спроса по фабрике 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.
кВт.
,
где tgj - коэффициент мощности осветительной нагрузки.
кВар.
В качестве источников света используем люминесцентные лампы 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 F =521424,72 м2
,освещаемая территория Fтер.ос.
=376040 м2
, удельная плотность освещения sтер
= 1 Вт/м2
. Коэффициент спроса КСО тер
= 1 по (2.1.3.) и (2.1.4.)
кВт
кВар
Нагрузка напряжением до 1 кВ, без потерь в трансформаторaх.
кВА
Для дальнейшего расчета максимальной нагрузки по заводу в целом необходимо учесть коэффициент разновременности максимума КРМ
= 0,925, 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.
кВт
кВар
Суммарная активная нагрузка напряжением свыше 1000 В.
кВт
Потребителями напряжения 6 кВ в компрессорной и насосной являются в основном синхронные двигатели. Они имеют cosj, равный 1, следовательно реактивная мощность напряжением выше 1000 В равна нулю.
кВар
Активная мощность предприятия
кВт
Реактивная мощность предприятия без учета компенсации.
кВар.
Таблица 2. Расчетные максимумы цехов
Наименование цеха
P'm
Q'm
F
σ
Ксо
tgfо
Ро
Qо
Р∑
Q∑
S∑
ΔРт
ΔQт
Рм
Qм
Sм
Административный корпус
50
24,216
2285,28
5,14
0,85
0,48
9,984
4,792
59,98
29,009
66,63
1,333
6,66
61,31
35,67
70,9383
Прядильно-кордная фабрика
4907
3680,3
7379,55
4,68
0,9
0,48
31,08
14,92
4938
3695,2
6168
123,4
617
5061,
4312
6649,122
Ткацкая фабрика № 1
2720
2393,6
16092,2
5
0,9
0,48
72,41
34,75
2792
2428,4
3701
74,01
370
2866,
2798
4005,94
Ткацкая фабрика № 2
1827,5
1611,7
17940
5
0,9
0,48
80,73
38,75
1908
1650,5
2523
50,46
252
1959
1903
2730,736
Отбельно-красильный корпус отделочной фабрики
1327,5
1170,7
5998,86
2,34
0,8
0,48
11,23
5,390
1339
1176,1
1782
35,64
178
1374
1354
1929,537
Печатно-аппретурный корпус отделочной фабрики
3220
3285,1
7498,58
2
0,8
0,48
12
5,758
3232
3290,8
4613
92,25
461
3324
3752
5012,847
Станция водоподготовки
825
727,58
6299,7
3,08
0,8
0,48
15,52
7,450
840,5
735,03
1117
22,33
112
862,8
846,7
1208,884
Склад масел
10
4,8432
476,1
2,41
0,85
0,48
0,975
0,468
10,98
5,3114
12,19
0,244
1,22
11,22
6,531
12,98148
Склад реагентов
7,5
3,6324
380,88
2,41
0,85
0,48
0,78
0,374
8,28
4,0069
9,199
0,184
0,92
8,464
4,927
9,793684
Склад готовой продукции
15
11,25
903,9
2,18
0,85
0,48
1,675
0,804
16,67
12,054
20,58
0,412
2,06
17,08
14,11
22,160
Склад вспомогательных материалов
60
45
1897,5
2,18
0,85
0,48
3,516
1,687
63,52
46,688
78,83
1,577
7,88
65,09
54,57
84,941
Ремонтно-механический цех
280
373,33
3427,92
3,4
0,9
0,48
10,49
5,034
290,5
378,37
477
9,54
47,7
300,0
426,1
521,10
Склад хлопка
10
4,8432
1897,5
2,41
0,85
0,48
3,887
1,865
13,89
6,709
15,42
0,308
1,54
14,19
8,251
16,419
Депо электрокар
150
153,03
856,98
3,68
0,8
0,48
2,523
1,211
152,5
154,24
216,9
4,338
21,7
156,8
175,9
235,70
Блок подсобных цехов
42
42,849
1737,8
3,68
0,8
0,48
5,116
2,455
47,12
45,304
65,36
1,307
6,54
48,42
51,84
70,938
Хлопковая база
15
9,2962
1928,21
2,25
0,9
0,48
3,905
1,874
18,9
11,17
21,96
0,439
2,2
19,34
13,37
23,51249
Компрессорная
552,5
414,38
1856,79
2,34
0,8
0,48
3,476
1,668
556
416,04
694,4
13,89
69,4
569,8
485,5
748,62
Склад декоративных тканей
7,5
3,6324
848,7
2,18
0,85
0,48
1,573
0,754
9,073
4,3873
10,08
0,202
1,01
9,274
5,395
10,729
Холодильная станция
1657,5
1243,1
2880,41
2,34
0,9
0,48
6,066
2,911
1664
1246
2078
41,57
208
1705
1454
2240,8
Насосная
1173
879,75
1285,47
3,08
0,8
0,48
3,167
1,520
1176
881,27
1470
29,39
147
1205
1028
1584,5
Ремонтно-строительный цех
48
64
9331,56
3,4
0,9
0,48
28,55
13,70
76,55
77,706
109,1
2,182
10,9
78,73
88,61
118,54
Прядильно-ниточная фабрика
7488,5
5616,4
5903,64
5
0,9
0,48
26,57
12,75
7515
5629,1
9390
187,8
939
7702,
6568
10123
Прядильно-гребенная фабрика
6961,5
6139,5
48562,2
5
0,9
0,48
218,5
104,8
7180
6244,4
9516
190,3
952
7370
7196
10300,63
Приемники 6 кВ
P'm
Q'm
Компрессорная (6 кВ)
1120
0
Холодильная станция (6 кВ)
3000
0
кВА.
Мощность по заводу определяется как
,
где
и
активная и реактивная мощности с учетом потерь в трансформаторе на пункте приема электроэнергии (ППЭ)
кВт
кВар
кВт
кВар
кВА.
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 для рабочего и выходного дней.
Таблица 3. Суточный график нагрузок в именованных единицах
t, ч
%
Si
, кВА
Si2
Si>Sтр
tперегрузки
1
35
17424,8
303621986,5
0
0
2
32
15931,2
253803195,3
0
0
3
35
17424,8
303621986,5
0
0
4
35
17424,8
303621986,5
0
0
5
31
15433,4
238188350,2
0
0
6
25
12446,3
154909176,8
0
0
7
55
27381,8
749760415,7
0
0
8
80
39828
1586269970
0
0
9
95
47295,8
2236888513
47295,756
1
10
100
49785
2478546829
49785,006
2
11
90
44806,5
2007622931
44806,505
3
12
87
43313
1876012095
43312,955
4
13
92
45802,2
2097842036
45802,206
5
14
96
47793,6
2284228757
47793,606
6
15
93
46300,1
2143695152
46300,056
7
16
85
42317,3
1790750084
42317,255
8
17
90
44806,5
2007622931
44806,505
9
18
92
45802,2
2097842036
45802,206
10
19
90
44806,5
2007622931
44806,505
11
20
93
46300,1
2143695152
46300,056
12
21
93
46300,1
2143695152
46300,056
13
22
86
42815,1
1833133234
42815,105
14
23
86
34849,5
1214487946
0
14
24
35
17424,8
303621986,5
0
14
Рис. 4.1 Суточный график электрических нагрузок для рабочего и выходного дней
На рис. 4.1 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.
Рис 4.2 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
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:
(6.1.1)
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,
(6.1.2)
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.
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.4. 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:
(6.1.4)
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:
(6.1.5)
(6.1.6)
2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока:
По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-120/19. 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 120/19 мм2
равен 390 А, следовательно Iпар
= 261,6 А < Iд
= 390 А. Сечение по данному условию подходит.
4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:
(6.1.8)
(6.1.9)
(6.1.10)
Удельные сопротивления для провода АС-120/19 равны r0
= 0,249 Ом/км и xо
= 0,427 Ом/км [18]. По формуле (6.1.8):
5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать. Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-120/19 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 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:
(6.1.12)
Определяют мощность одного трансформатора:
(6.1.13)
Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДН – 40000/110 [8] (Sном
= 40 МВА; Uвн
= 115 кВ; Uнн
= 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; Pх
= 34 кВт; Pк
= 170 кВт; Uк
= 10,5%; Iх
= 0,55%) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку.
Коэффициент предварительной загрузки:
(6.1.14)
Коэффициент максимума:
(6.1.15)
Коэффициент перегрузки:
(6.1.16)
По кривым зависимости коэффициентов К1
и К2
согласно [2] определяют К2
’. Получают К2
’ = 1,12 » 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 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
= 40 МВА, равна
[8].
Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле:
(6.1.17)
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):
(6.1.18)
Следовательно, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 по формуле (1.1.7), составляет:
(6.1.19)
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 (6.1.5) и (6.1.6):
2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.
Для текстильного комбината: Тма
= 6200-8000 ч., Тмр
= 6220 ч. [10]. Следовательно jэк
= 1 А/мм2
[9].
Отсюда, по формуле (6.1.7):
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
:
(6.1.20)
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 механического завода местной промышленности: Тма
= 6200-8000 ч., Тмр
= 6220ч. [10]. Следовательно jэк
= 1 А/мм2
[9].
Отсюда, по формуле (6.1.7):
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
= 567 А > Iд
= 450 А. Сечение по данному условию не подходит.
4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (6.1.8), (6.1.9) и (6.1.10):
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].
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 (6.1.12):
Определяют мощность одного трансформатора по формуле (6.1.13):
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 – 32000/35 [8] (Sном
= 32 МВА; Uвн
= 36,75 кВ; Uнн
= 6,3/10,5; Pх
= 29 кВт; Pк
= 145 кВт; Uк
= 12,7%; Iх
= 0,6 %) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку. Трансформатор ТРДНС-32000/35 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 (6.1.14):
Коэффициент максимума по формуле (6.1.15):
Коэффициент перегрузки по формуле (6.1.16):
По кривым зависимости коэффициентов К1
и К2
согласно [2] определяют К2
’. Получают К2
’ = 1,4 » К2
= 1,39.
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 – 32000/35.
Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 35 кВ мощностью SНОМ
= 40 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(6.1.18), 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 (6.1.18), равна:
Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ КОБ35
по формуле (6.1.15), 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, руб/год,
(6.1.21)
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
. Для текстильного комбината , 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 (6.1.21):
.
Стоимость потерь энергии для линии 110 кВ по формуле (6.1.21):
.
Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению, руб/год,
(6.1.22)
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-32000/35: DPХ
= 29 кВт; DPК
= 145 кВт; для ТРДН-40000/110: DPХ
= 34 кВт; DPК
= 170 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-32000/35 по формуле (6.1.22), равна:
Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-40000/110 по формуле (6.1.22), 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 , но без учета ущерба:
· приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 35 кВ:
(6.1.23)
· 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:
(6.1.24)
В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны:
(6.1.25)
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.
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. 5. 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.
Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 5а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 5б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 5а) является высоковольтный выключатель подстанции системы.
Ремонтная перемычка QS7,QS8 (рис. 5а) и QS5,QS6 (рис. 5б) 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. 5, а,б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 6, 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. 6. Блок-схемы расчета надежности
Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 5а).
Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 6.
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 6 - Показатели надежности элементов СЭС
№ элемента на расчетной схеме
Элементы
wа
,
(1/год)
Т х 10-3
, (год)
wр
,
(1/год)
tр
х 10-3
,
(год)
ИП1, ИП2
Источники питания предприятия
0
-
-
-
1, 3, 5, 7, 9, 11
Разъединитель 110 кВ
0,008
1,712
-
-
2, 8
Ячейка с воздуш-м выключателем 110 кВ
0,18
1,256
0,67
2,28
4, 10
Воздушная линия электропере- дачи 110 кВ на 1 км длины
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
:
(6.3.1)
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
:
(6.3.2)
Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения
, равно:
(6.3.3)
Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения
, равно:
(6.3.4)
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:
(6.3.5)
(6.3.6)
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:
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 ():
(6.3.9)
(6.3.10)
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 ():
(6.3.11)
(6.3.12)
4. Показатели полных отключений вводов (
).
Определение показателей
(р – отключение для профилактического 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 ():
(6.3.13)
(6.3.14)
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для II ввода из-за аварийных отключений ввода (
) или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():
(6.3.15)
(6.3.16)
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 ():
(6.3.17)
(6.3.18)
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 ():
(6.3.19)
(6.3.20)
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. 6), равны:
,
.
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:
(6.2.1.21)
(6.2.1.22)
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:
(6.3.23)
(6.3.24)
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 ():
(6.3.25)
(6.3.26)
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 ():
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для 3 секции шин из-за отказов ИП (
) или развития отказов со стороны присоединений ():
(6.3.29)
(6.3.30)
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для 4 секции шин из-за отказов ИП (
) или развития отказов со стороны присоединений ():
(6.3.31)
(6.3.32)
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:
(6.3.33)
(6.3.34)
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:
(6.3.35)
(6.3.36)
12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой (
):
(6.3.37)
(6.3.38)
13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой (
):
(6.3.39)
(6.3.40)
(6.3.41)
(6.3.42)
14. Отказы любого вида (
):
(6.3.43)
(6.3.44)
15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам (6.3.45) и (6.3.46). Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:
(6.3.45)
(6.3.46)
Результаты расчета сведены в таблицу 7.
Таблица 7 - Показатели надежности для схемы с разъединителями (рис. 5а).
Разновидности нарушения электроснабжения
Числовой показатель надежности
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции
0,267
0,429
0,766
0,013×10-3
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции
0,267
0,429
0,766
0,013×10-3
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой
0,534
0,429
0,586
0,026×10-3
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции
0,284
0,911
0,753
0,03×10-3
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции
0,284
0,911
0,753
0,03×10-3
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно
0,017
8,41
0,983
0,016×10-3
Любое нарушение ЭС
0,551
0,077
0,576
0,042×10-3
Теперь определим показатели надежности для схемы с выключателями на стороне высшего напряжения (рис. 5б).
Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 8.
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.
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
:
(6.3.47)
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
:
(6.3.48)
Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения
, равно:
(6.3.49)
Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения
, равно:
(6.3.50)
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:
(6.3.51)
(6.3.52)
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:
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 ():
(6.3.55)
(6.3.56)
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 ():
(6.3.57)
(6.3.58)
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 ():
(6.3.59)
(6.3.60)
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для II ввода из-за аварийных отключений ввода (
) или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():
(6.3.61)
(6.3.62)
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 ():
(6.3.63)
(6.3.64)
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 ():
(6.3.65)
(6.3.66)
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 8), равны:
,
.
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:
(6.3.67)
(6.3.68)
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:
(6.3.69)
(6.3.70)
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 ():
(6.3.71)
(6.3.72)
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 ():
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для 3 секции шин из-за отказов ИП (
) или развития отказов со стороны присоединений ():
(6.3.75)
(6.3.76)
Средний параметр потока отказов
и среднее время восстановления напряжения
для 4 секции шин из-за отказов ИП (
) или развития отказов со стороны присоединений ():
(6.3.77)
(6.3.78)
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:
(6.3.79)
(6.3.80)
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:
(6.3.81)
(6.3.82)
12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой (
):
(6.3.83)
(6.3.84)
13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой (
):
(6.3.85)
(6.3.86)
(6.3.87)
(6.3.88)
14. Отказы любого вида (
):
(6.3.89)
(6.3.90)
15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения определяются по формулам. Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:
(6.3.91)
(6.3.92)
Результаты расчета представлены в таблице 9.
Таблица
9 - Показатели надежности для схемы с выключателями (рис. 5б)
Разновидности нарушения электроснабжения
Числовой показатель надежности
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции
0,192
0,464
0,825
0,01×10-3
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции
0,192
0,464
0,825
0,01×10-3
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой
0,384
0,464
0,681
0,02×10-3
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции
0,202
0,797
0,817
0,018×10-3
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции
0,202
0,797
0,817
0,018×10-3
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно
0,0095
7,499
0,991
0,008×10-3
Любое нарушение ЭС
0,394
0,631
0,674
0,028×10-3
Таким образом, видно, что вероятность безотказной работы
для схемы с выключателями (рис. 5,б) больше, а коэффициент простоя
меньше, чем для схемы с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис. 5,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.
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. 5,а) берут следующие значения среднего параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов рассматриваемой подстанции соответственно:
из табл. 7. Для данных значений
и
по графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 7), находят
Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 5,а) по формуле, равен:
Аналогично, для схемы (рис. 5,б):
Из табл. 9. По графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 7):
Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 5,б) по формуле, равен:
Таким образом, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ
от нарушения электроснабжения технологических установок для схемы (рис. 5,б) меньше, чем для схемы (рис. 5,а).
Рис. 7. Зависимость полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения
6.5 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 5, 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 5,а) будет составлять стоимость разъединителей QS5, QS6, а для схемы (рис. 5,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:
Таким образом, с точки зрения ТЭР схема с выключателями на высокой стороне подстанции (рис.5,б) является более выгодной, чем схема с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис.5,а), так как приведенные затраты для схемы (рис. 5,б) на
меньше, чем для схемы (рис. 5,а).
В результате проведения технико-экономического сравнения вариантов схем с учетом надежности электроснабжения потребителей выбирается схема с выключателями на высокой стороне (рис.5,б).
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
= 36279,91·0,625=22675,94кВар,
Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить на предприятии, рассчитываем по выражению:
34092,74- 22675,94 = 11417,8кВар; (18)
При наличии компенсирующих устройств полная мощность предприятия будет равна:
42783, кВА . (19)
7. 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.
7.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ
Схемы электрических соединений подстанций и распределительных устройств должны выбираться из общей схемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:
- 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 экономичную схему УВН ППЭ, т.е. схему "Выключатель" вариант 2.
7.2 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
= 37948,94 кВА предварительно намечаем трансформатор марки ТРДН – 40000 кВА.
Так как SСР.КВ
= 37948,94 кВА < 2×SН.Т
= 80000 кВА, то проверки на эксплуатационную перегрузку не требуется.
По полной мощности подстанции приблизительно выбираем трансформатор ТРДН-40000/110.
Определяется коэффициент первоначальной загрузки.
Проверяется трансформатор на аварийную перегрузку, т.е. когда один трансформатор на ППЭ выведен из строя.
Питание завода осуществляется по двухцепной воздушной линии так как завод состоит из потребителей электроэнергии 2 и 3 категории. При этом выбирается марка проводов и площадь их сечения. При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах.
Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах
кВА.
Принимаются к установке провода марки АС.
Расчетный ток в ПАР
А
Расчетный ток в нормальном режиме.
А
Предварительно принимаем провод сечением FР
= 120 мм2
с Iдоп
= 390 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
= 120 мм2
с Iдоп
= 390 А по табл. 1.3.29 [5].
По условиям короны минимальное сечение провода на напряжение 110 кВ составляет 120 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 120 мм2
и Iдоп
= 390 А удовлетворяет всем условиям проверки. Окончательно принимаем провода марки АС-120/19 с Iдоп
= 390 А. Опоры железобетонные двухцепные.
8. 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.
8.1 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.
8.2 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 спину 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 ремонтно-строительного цеха(№21). Коэффициент использования для цеха №21 КИ
= 0,25. Коэффициент максимума определяется по формуле.
Средняя нагрузка за максимально нагруженную смену определяется по формулам:
кВт
кВа
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) при выполнении следующего условия:
передаваемое из энергосистемы в сеть потребителя, кВар.
Qсд
– реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть синхронными двигателями. кВар.
Qa
– мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, кВар.
кВар >
кВар
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
№
РМ
,кВт
QМ
,кВар
КС
КИ
КМ
РСМ
,кВт
QСМ
,кВар
,кВА
1
61,317
35,67
0,5
0,55
0,909
67,4487
39,2388
78,0321
2
5061,4
4312
0,7
0,65
1,077
4699,9
4003,93
6174,19
3
2866,4
2798
0,85
0,8
1,063
2697,81
2633,81
3770,3
4
1958,7
1903
0,85
0,8
1,063
1843,47
1790,82
2570,1
5
1374,4
1354
0,75
0,65
1,154
1191,12
1173,76
1672,27
6
3324,2
3752
0,7
0,65
1,077
3086,8
3484,06
4654,79
7
862,85
846,7
0,75
0,65
1,154
747,807
733,798
1047,7
8
11,219
6,531
0,5
0,45
1,111
10,0972
5,87759
11,6833
9
8,4642
4,927
0,5
0,45
1,111
7,61779
4,43413
8,81432
10
17,086
14,11
0,5
0,45
1,111
15,3778
12,7004
19,9443
11
65,093
54,57
0,5
0,45
1,111
58,5834
49,1136
76,4471
12
300,03
426,1
0,4
0,25
1,6
187,519
266,294
325,693
13
14,195
8,251
0,5
0,45
1,111
12,7759
7,42614
14,7774
14
156,86
175,9
0,6
0,5
1,2
130,718
146,611
196,423
15
48,423
51,84
0,6
0,5
1,2
40,3528
43,2005
59,1154
16
19,344
13,37
0,5
0,45
1,111
17,4094
12,0296
21,1612
17
569,86
485,5
0,85
0,75
1,133
502,821
428,368
660,552
18
9,2742
5,395
0,5
0,45
1,111
8,34678
4,85555
9,65635
19
1705,1
1454
0,75
0,7
1,071
1591,46
1356,96
2091,43
20
1205,6
1028
0,85
0,65
1,308
921,9
786,301
1211,68
21
78,736
88,61
0,4
0,25
1,6
49,2101
55,384
74,0879
22
7702,9
6568
0,85
0,65
1,308
5890,42
5022,65
7741,06
23
7370,3
7196
0,85
0,8
1,063
6936,79
6772,62
9694,71
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
№
РСМ
,
кВт
QСМ
,
кВар
QМ
,
кВар
QКi
,
кВар
Qsi станд
,
кВар
,
кВА
Число КТП,
Число и мощность тр-ров
КМ
КМ
1
67,4487
39,2388
35,67
12,5
-
70,9383
1КТП 2х160
2
4699,9
4003,93
4312
1510,9
450
5329,06
2КТП 4х1600
1,08
2,16
3
2697,81
2633,81
2798
980,6
600
3135,78
3КТП 2х1600
1,06
2,12
4
1843,47
1790,82
1903
666,7
240
2190,27
4КТП 2х1600
1,06
2,12
5
1191,12
1173,76
1354
474,6
240
1477,58
5КТП 2х1000
1,15
2,3
6
3086,8
3484,06
3752
1314,8
450
3911,3
6КТП 4х1000
1,08
2,16
7
747,807
733,798
846,7
296,7
300
926,329
7КТП 2х630
1,15
2,3
8
10,0972
5,87759
6,531
2,3
-
12,9815
9
7,61779
4,43413
4,927
1,7
-
9,79368
10
15,3778
12,7004
14,11
4,9
22,1604
11
58,5834
49,1136
54,57
19,1
80,0623
12
187,519
266,294
426,1
149,3
150
293,719
8КТП 2х160
1,6
3,2
13
12,7759
7,42614
8,251
2,9
-
16,4194
14
130,718
146,611
175,9
61,6
-
235,708
9КТП 2х160
15
40,3528
43,2005
51,84
18,2
-
65,6948
10КТП 2х160
16
17,4094
12,0296
13,37
4,7
-
23,5125
17
502,821
428,368
485,5
170,1
200
578,213
11КТП 2х400
1,13
2,26
18
8,34678
4,85555
5,395
1,9
-
10,7293
19
1591,46
1356,96
1454
509,5
600
1806,06
12КТП 2х1000
1,07
2,14
20
921,9
786,301
1028
360,3
200
1115,61
13КТП 2х630
1,31
2,62
21
49,2101
55,384
88,61
31,1
-
118,541
22
5890,42
5022,65
6568
2301,6
600
7215,95
14КТП 4х2500
1,31
2,62
23
6936,79
6772,62
7196
2521,6
450
8266,33
15КТП 4х2500
1,1
2,2
24
61,04
28,43
31,56
1510,99
–
67,34
–
–
–
25
101,33
89,17
133,76
980,628
–
134,98
–
–
–
26
45,61
53,05
60,84
666,766
–
69,98
–
–
–
27
21,5
10,32
15,48
474,589
–
23,86
–
–
–
28
59,91
37,14
41,23
1314,81
–
70,48
–
–
–
Примечание 1. Для обеспечения наилучшей в данных условиях взаимозаменяемости будем использовать только три типоразмера трансформаторов КТП.
Таблица 7 Стандартные БСК
№
Qsi станд
,
Тип БСК
2
4х450
4хУКЛН-0,38-450-150 УЗ
3
2х600
2хУКЛН-0,38-600-150 УЗ
4
3х240
3хУКБ-0,415-240 ТЗ
5
2х240
2хУКБ-0,415-240 ТЗ
6
3х450
3хУКЛН-0,38-450-150 УЗ
7
1х300
1хУКЛН-0,38-300-150 УЗ
12
1х150
1хУКБ-0,38-150 УЗ
17
1х200
1хУКБН-0,38-200-50 УЗ
19
1х600
1хУКЛН-0,38-600-150 УЗ
20
2х200
2хУКБН-0,38-200-50 УЗ
22
4х600
4хУКЛН-0,38-600-150 УЗ
23
6х450
6хУКЛН-0,38-450-150 УЗ
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.
8.3 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП
Для проведения данного расчета в табл. 8 внесем каталожные данные трансформаторов КТП, которые взяты из [3].
Таблица 8
Тип трансформатора
UК
, %
DРХХ
, кВт
DРКЗ
, кВт
IХХ
, %
ТМЗ-160
4,5
0,51
2,65
2,4
ТМЗ-400
5,5
1,08
5,50
4,5
ТМЗ-630
5,5
1,68
7,6
3,2
ТМЗ-1000
5,5
2,45
11,0
1,4
ТМЗ-1600
5,5
3,30
16,5
1,3
ТМЗ-2500
5,5
4,60
24,0
1,0
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 №5
кВар
кВА
кВт
кВар
кВар
Результаты расчета для остальных КТП сведем в табл. 9.
Таблица 9
№цеха
nxSТР
РМ
, кВт
QM.рельн.
кВар
SМ
, кВА
DРТР
, кВт
DQТР
, кВт
Рmax
, кВт
Qmax
, кВар
Smax
, кВА
1
2х160
61,32
15,67
63,2905
1,227
8,17526
62,5473
23,8453
66,939
2
4х1600
5061,4
2512
5650,48
64,65
356,527
5126,05
2868,53
5874,1
3
2х1600
2866,4
1598
3281,75
41,31
226,18
2907,71
1824,18
3432,5
4
2х1600
1958,7
1183
2288,23
23,47
131,067
1982,17
1314,07
2378,2
5
2х1000
1374,4
874
1628,76
19,49
100,521
1393,89
974,521
1700,8
6
4х1000
3324,2
2402
4101,21
56,05
286,41
3380,25
2688,41
4319
7
2х630
862,85
546,7
1021,47
13,35
85,7246
876,2
632,425
1080,6
12
2х160
300,03
226,1
375,685
8,325
27,4597
308,355
253,56
399,22
14
2х160
156,86
115,9
195,033
2,989
12,961
159,849
128,861
205,32
15
2х160
48,42
31,84
57,9507
1,194
8,08422
49,6138
39,9242
63,683
17
2х400
569,86
285,5
637,378
9,142
63,8649
579,002
349,365
676,24
19
2х1000
1705,1
1434
2227,94
32,2
164,07
1737,3
1598,07
2360,5
20
2х630
1205,6
628
1359,36
21,05
120,84
1226,65
748,84
1437,2
22
4х2500
7702,9
4168
8758,25
92,04
520,181
7794,94
4688,18
9096,2
23
4х2500
7370,3
4496
8633,39
89,95
508,237
7460,25
5004,24
8983,2
8.4 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 ТП8.
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
= 6220ч) согласно [5] равны 1,2 А/мм2
.
Предварительно принимаем кабель марки ААШ в сечении 20 мм2
с допустимым током Iдоп
= 105 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.