Министерство образования Российской Федерации

АЛТАЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

им. И.И.ПОЛЗУНОВА

Кафедра "Электроснабжение промышленных предприятий" УДК 621.315 Допустить к защите в ГАК

Зав. кафедрой _______________

”__” 2003 г.

РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ВОСТОЧНОГО РАЙОНА ГОРОДА БАРНАУЛА

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

ДП 100401. 33 .000 ПЗ

обозначение документа

Дипломник группы Э – 82 М.Н. Петухов

подпись и.о., фамилия

Руководитель проекта

доцент А.Р. Упит

должность, ученое звание подпись и.о., фамилия

Консультанты: ________________________­­­­­

Орг.-экон. — ст. препод., к.э.н. О.Л. Никитина

раздел проекта должность, ученое звание подпись и.о., фамилия

Охрана труда — доцент, к.т.н. Е.Н. Авдеев

БАРНАУЛ 2003

Реферат

В дипломном проекте использовано Х источников, 3 рисунков, Х таблиц. В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы реконструкции электроснабжения восточной части г. Барнаула.

На основании исходных данных проведен расчет электрических нагрузок потребителей и района в целом.

Определен центр электрических нагрузок. И решен вопрос о месте расположения ГПП. Построены графики электрических нагрузок, произведен выбор количества и мощности трансформаторов потребителей и трансформаторов ГПП.

Рассчитаны токи короткого замыкания на стороне выше 1000 В, выбрана высоковольтная аппаратура и кабели.

Произведен расчет потребного количества огнетушащих средств для тушения пожаров, выполнен экономический расчет затрат на реконструкцию.

Специальным вопросом рассмотрена “Микропроцессорная система дуговой защиты КРУ напряжением 6-10 кВ”.

Введение

Непрерывный рост городов и численности их населения вызывает увеличение потребления электрической энергии. Огромные масштабы жилищного и промышленного строительства, осуществленного в городах, обуславливает необходимость непрерывного развития и совершенствования городских электрических сетей, являющихся связующим звеном между источниками и городскими потребителями электроэнергии.

В области электроснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрение и рациональную эксплуатацию высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводственных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении.

Решение ряда этих вопросов рассматривается в данном дипломном проекте. Предпринята попытка выявления оптимального варианта, на основе требований ПУЭ, ПТЭ и ТТБ, реконструкции схемы электроснабжения промышленного узла одного из районов.

Поводом для решения этой задачи явилось:

1) нерациональное расположение главной понижающей подстанции по отношению к потребителям;

2) положение о том, что в качестве основного напряжения для городских сетей среднего напряжения в России принято 10 кВ. В тех городах, где имеются сети 6 кВ, они, как правило, переводятся на напряжение 10 кВ;

3) и наконец, принципиальным вопросом построения схемы электроснабжения города является выгоднейшее число трансформаций энергии, т.е. количество ее преобразований между напряжением 110 кВ и 10 кВ.

Практика проектирования показывает, что введение промежуточного напряжения 35 кВ увеличивает капиталовложения и потери в сетях. Это является причиной отказа от применения в проектируемых сетях и системах электроснабжения городов этого напряжения и ликвидации его сетей в тех городах, где они существовали ранее. Таким образом, для городских сетей следует считать предпочтительной систему электроснабжения 110/10 кВ.

1 Определение расчетных электрических нагрузок

1.1 Краткая характеристика потребителей электрической энергии

Потребители электрической энергии системы электроснабжения района представлены двумя группами: промышленные потребители и коммунально-бытовые потребители.

Котельный завод специализируется на выпуске котлов малой мощности. Значительная часть их идет на экспорт.

Производство осуществляется в две смены. Характерен резкопеременный график электрических нагрузок. Перерыв в электроснабжении предприятия повлечет за собой массовый недоотпуск продукции, простой оборудования и крупные штрафы за недопоставку продукции на договорной основе. В связи с вышеизложенным, и согласно требованиям ПУЭ котельный завод отнесен по степени надежности электроснабжения к потребителям первой категории.

Маслосыркомбинат (МСК) специализируется на выпуске сыров и другой молочной продукции.

Режим работы трехсменный. График электрических нагрузок по часам суток и временам года относительно равномерный. Перерыв в электроснабжении повлечет за собой недовыпуск и массовую порчу продукции. По степени бесперебойности электроснабжения МСК отнесен к первой категории.

Элеватор выполняет заготовительные функции (прием, подработка, хранение и отпуск зерна). Характеризуется переменным графиком электрических нагрузок по временам года. В период заготовки зерна (август, сентябрь, октябрь) максимальное использование мощности установленного оборудования. Перерыв в электроснабжении в этот период влечет за собой не только простой собственного оборудования элеватора, но и транспортных средств доставки зерновых культур с полей. Кроме того, простой зерносушильных агрегатов при наличии высокой влажности зерна, ведет к резкому ухудшению бесперебойности последнего. Предприятие по степени бесперебойности электроснабжения отнесено к потребителям II категории.

Моломаш. Основное направление – производство аппаратов, машин и оборудования для хранения и переработки молока и молочных продуктов. Режим работы предприятия двухсменный. Электроприемников I категории нет. Перерыв в электроснабжении связан с существенным недовыпуском продукции, простоем людей и механизмов. По степени бесперебойности в электроснабжении Молмаш относится к потребителям II категории.

Показатели бесперебойности электроснабжения, приведенные для завода Молмаш характерны и для фанерно-спичечного комбината (ФСК), Маслоэкстрационного завода (МЭЗ), Авторемзавода (АРЗ).

Потребители распределительной городской сети (РП-5, РП-8, ТП-6) рассматриваемого района города являются: жилые дома одноэтажной (индивидуальной) и многоэтажной (до 9 этажей) застройки, оборудованные преимущественно электрическими плитами, предприятия общественного питания, магазины, детские дошкольные учреждения, школы, автовокзал.

Перерыв в электроснабжении влечет за собой нарушения нормальной жизнедеятельности значительного количества городских жителей. Согласно требованиям ПУЭ, данная городская распределительная сеть относится к электроприемникам II категории надежности.

1.2 Определение расчетных осветительных нагрузок по 2

цеху элеватора и МИС

Расчетную нагрузку осветительных нагрузок приемников определяем по установленной мощности и коэффициенту спроса:

, (1.1)

где - коэффициент спроса для освещения, принимаемый по справочным данным [2]

- установленная мощность приемников электрического освещения, находится по формуле [2].

, (1.2)

где - удельная нагрузка по площади пола;

- площадь пола здания, сооружения, определяемая по генплану.

Производим расчет осветительной нагрузки для механической мастерской. Тип применяемых светильников ОДРЛ. Высота подвеса 4 м. Требуемая освещенность 200 лх, согласно [3]. По таблице [4] для принятого типа светильников определяем удельную мощность = 11,2 Вт/м² .

Отсюда имеем:

=11,2 × 800 = 8,96 кВт

=8,96 × 0,7 = 6,27 кВт

Аналогично рассчитываем осветительную нагрузку для каждого здания. При этом учитываем этажность зданий и сооружений. Производственно-бытовой корпус (ПБК) – 3 этажа, рабочая башня (элеватор) – 6, рабочая башня (МИС) – 5, лабораторный корпус – 2, бытовой корпус – 2, столовая – 2, стенд конвейеров, административное здание – 2, зерносушилка – 4, в силкорпусах освещению подлежат верхняя и нижняя транспортная галереи.

Результаты расчетов заносим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

1.3 Определение расчетных максимальных электрических

нагрузок по 2 цеху элеватора

В основу расчета положен метод упорядоченных диаграмм [1]. Данный метод является основным при разработке технических и рабочих проектов электроснабжения.

Распределительные пункты РП-1, РП-2, РП-3, РП-4 рабочего здания стендов (РЗС) питаются отдельными линиями от распределительного шкафа трансформаторной подстанции (ТП). Отсюда же запитан ряд РП других подразделений предприятия.

Определяем расчетные максимальные нагрузки на каждом РП. Исходные данные и результаты расчетов приведены в таблице 1.2.

Расчет выполняем в следующем порядке. Определяем суммарную номинальную мощность , подключенную к РП-1, которая составляет 525 кВт; отношение номинальной мощности наибольшего электроприемника к номинальной мощности наименьшего имеет следующие значения >3.

Для группы электроприемников по таблице [5] принимаем значение 0,6 и по значению cos j находим tg j.

Определяем активную и реактивную нагрузки (средние) за наиболее загруженную смену:

= 0,6 × 525 = 315 кВт (1.3)

= 315 × 1 =315 кВт (1.4)

Т.к. m>3 и 0,6 приведенное (эффективное) число электроприемников определяем по формуле:

(1.5)

в зависимости от и по таблице [5] находим коэффициент максимума К_м =1,2, по которому определяем максимальную активную мощность на питающей линии

1,2 × 315 = 378 кВт

максимальная реактивная мощность мощность при >10 равна

= 315 квар

определим полную расчетную мощность

кВА

максимальный расчетный ток в питающей линии составит

А (1.6)

Аналогичнй расчет производим для всех групп электроприемников (ЭП).

ЭП, работающие эпизодически и кратковременно (перекидные клапаны, подбункерные задвижки) при определении нагрузок не учитываются. Для ЭП длительного режима работы (порт, транспортеры и т.п.) номинальная активная мощность Р_ном = Р_уст . Для ЭП с повторном кратковременным режимом работы (сварочные аппараты и т.д.) номинальную мощность, указанную в паспорте, приводим к ПВ=1 по формулам для сварочных трансформаторов

кВт (1.7)

Таблица 1.2 – Определение расчетных нагрузок по 2 цеху элеватора

1.4 Определение расчетной нагрузки по району электроснабжения

в целом

Определим расчетные нагрузки методом упорядоченных диаграмм. Для этого суммируем количество фактически установленных рабочих приемников предприятия, их номинальные мощности, выбираем номинальную мощность наибольшего приемника, выбираем средневзвешанный коэффициент использования, характерный для данной отрасли предприятия, вычисляем средние нагрузки узла, определяем n _э и К_м , а затем P_p и Q_P . Суммируем установленные мощности и расчетные нагрузки. Суммируем расчетные активные и реактивные потери мощности в рабочих трансформаторах, входящих в узел.

Потери мощности трансформаторов ТП предприятий ориентировочно принимаем равными , .

.

Для узла элеватор – МИС

P_P =2273,9 кВт; Q_P = 1602,45 квар; P_{P . O} = 242,33 кВт.

Тогда

кВА;

= 0,02× 2681,87 = 55,78 кВт;

= 0,1× 2681,87 = 287,91 квар.

Аналогичный расчет производим для остальных предприятий. Данные расчетов заносим в таблицу 1.3.

Суммарные расчетные нагрузки промышленных потребителей равны:

кВт; квар.

Суммарные нагрузки трансформаторных подстанций городской распределительной сети, по данным районных электрических сетей, составляют: по РП-8 Р_Т = 6500 кВт;

по РП-5 Р_Т = 4200 кВт;

по ТП-6 Р_Т = 3700 кВт.

При определении полной мощности распределительных пунктов напряжением 10 кВ в период максимума нагрузки коэффициент мощности принимаем равным 0,93, соответственно tg w = 0,39. Тогда реактивные наргузки составляют по РП-8 Q _Т = 2535 квар;

по РП-5 Q _Т = 1638 квар;

по ТП-6 Q _Т = 1554 квар.

Расчетные нагрузки распределительных пунктов определяем по формуле:

,

где - расчетная нагрузка i - го трансформатора трансформаторной подстанции, присоединенный к данному элементу сети;

- коэффициент, учитывающий совмещение максимумов нагрузок, указанных трансформаторов.

При n _т = 6 ¸ 10 = 0,8

Для РП-8 P_P = 0,8 . 6500 = 5200 кВт, Q _Р = 2028 квар.

Для РП-5 P_P = 0,8 . 4200 = 3360 кВт, Q _Р = 1310,4 квар.

Для ТП-6 P_P = 0,9 . 3700 = 3330 кВт, Q _Р = 1298,7 квар.

Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки по городской распределительной сети равны:

кВт; квар.

Суммарные расчетные нагрузки по району электроснабжения в целом составляют:

= 26644, 8 × 0,9 = 23980,32 кВт;

= 16980,4 × 0,9 = 15282,36 квар,

где 0,9 – коэффициент одновременности максимумов нагрузок промышленных и коммунально-бытовых потребителей.

Необходимая мощность компенсирующих устройств по району в целом определяем по формуле:

,

где = 0,64 (cos j = 0,84) – расчетное значение

= 0,39 (cos j = 0,93) – нормативный коэффициент, заданный энергоснабжающей организацией.

Q_{k . y} = 23980,32 (0,64 – 0,39) = 5995,08 квар.

В качестве компенсирующих устройств принимаются батареи статических конденсаторов, суммарные потери активной мощности которых составляют 0,2 % от .

D Р _{k . y} = 11,99 кВт.

Общая активная мощность с учетом компенсирующих устройств

Р = (Р_Р + D Р _{k . y} ) = 23980,32 + 12 = 23982,32 кВт.

Расчетная нагрузка на шинах НН ПГВ (ГПП) с учетом компенсации реактивной мощности

кВА

Потери мощности в трансформаторах ГПП

= 0,02 × 25727,125 = 514,54 кВт;

= 0,1× 25727,125 = 2572,71 квар.

Полная расчетная мощность на стороне ВН ГПП:

Расчетный ток на шинах ВН ГПП

А.

Таблица 1.3 – Определение расчетных нагрузок по предприятиям

Продолжение таблицы 1.3

2 Определение центра электрических нагрузок

2.1 Картограмма нагрузок

Геометрическое изображение средней интенсивности распределения нагрузок на картограмме выполняем с помощью окружностей. В качестве центра окружности выбираем центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника электроэнергии нагрузок. В данном случае предполагаем, что центры нагрузок совпадает с месторасположением ТП и РП потребителей.

Значение радиуса круга находим из условия равенства расчетной мощности площади круга

(2.1)

где - радиус круга, мм;

- масштаб, кВт/мм;

, отсюда

(2.2)

Силовые и осветительные нагрузки изображаем в виде сектора круга. Угол сектора a определяем из соотношения активных расчетных и осветительных нагрузок предприятия.

Выбираем масштаб m =1 кВт/мм² . Расчетные значения приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Определение центра электрических нагрузок

На генплане района произвольно наносим оси координат. Координаты ЦЭН района определяем по формулам:

(2.3)

(2.4)

2.2 Определение центра зоны рассеяния

Каждый приемник электроэнергии (ТП, РП, промышленное предприятие) работают в соответствии со своим графиком нагрузки. Нагрузки приемников с течением времени изменяются в соответствии с технологическим процессом производства. Поэтому нельзя говорить о ЦЭН как о стабильной точке, координаты ЦЭН в каждый момент времени будут принимать значение, определенные нагрузками графика.

Рассмотрим приемники электроэнергии района электроснабжения, для каждого приемника существуют графики нагрузок , тогда координаты ЦЭН являются значениями функции времени:

(2.5)

(2.6)

Эти функции описывают перемещения ЦЭН, значения их, вычисленные в дискретные моменты времени t =1, 2, 3…24Т, образуют множество точек, заполняющих некоторую область, которую называют зоной рассеяния ЦЭН.

3 Выбор числа и мощности трансформаторов

потребителей с учетом компенсации реактивной мощности

Выбор оптимальной мощности низковольтных батарей конденсаторов (НБК) осуществляется одновременно с выбором трансформаторов потребителей электрической энергии, т.е. при выборе числа и мощности трансформаторов должен решаться вопрос об экономически целесообразной мощности реактивной энергии, передаваемой через трансформатор в сеть напряжением 0,4 кВ.

Рассчитаем мощность трансформаторов, устанавливаемых на подстанции 2 цех элеватора – МИС, при числе трансформаторов N равное 2.

Определяем мощность трансформаторов по формуле:

, (3.1)

где - число трансформаторов,

- коэффициент загрузки трансформаторов; принимаем равным 0,7 (для потребителя 2-й категории).

кВА

Принимаем к установке два трансформатора мощностью кВА.

Находим реактивную мощность, которую можно предать через трансформаторы в сеть 0,4 кВ.

квар (3.3)

Мощность НБК по первому этапу расчета

(3.4)

1577,3 – 1441,677 = 135,623 квар

Определяем дополнительную мощность НБК по условию снижения потерь по формуле

, (3.5)

где - расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров К_р1 и К_р2 и схемы питания.

Значение К_р1 зависит от удельных потерь, приведенных затрат на НБК и потерь активной мощности. Значение К_р1 принимаем по таблице [4] равным15. Значение К_р2 принимаем по таблице равным 10. В зависимости от выбранных К_р1 и К_р2 по кривым определяем значение =0,45, тогда

,

т.е. =1,7, тогда = 135,6 + 1,7=137,3 кВар.

Расчетную мощность НБК округляем до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ). Принимаем к установке ККУ типа ККУ-0,38-1-150 НУЗ левого и правого исполнения вводных ячеек суммарной мощности кВар.

Реактивная нагрузка, отнесенная на шины НН ГПП с учетом потерь в трансформаторах составит:

= 1577,3 - 150 + 13,6 = 1440,9 кВар (3.6)

Аналогичный расчет проведен для всех предприятий района. Данные расчетов занесены в таблицу 3.1.

Согласно исходным данным для РП-8, РП-5, ТП-6 установка БК не требуется.

Суммарная реактивная нагрузка на шинах НН ГПП составит:

(3.7)

=1440,9 + 280,97 + 359,19 + 246,1 + 260,87 + 516,27 +

+ 1597,44 + 503,07 + 1523,94 = 6729,05 кВар

= 2028 + 1310,4 + 1298,7 = 4637,1 кВар

(3.8)

= 6729,05 + 4637,1 = 11356,15 кВар

Это удовлетворяет условию поддержания коэффициента мощности района на уровне cos j = 0,93.

Следовательно, установка высоковольтных батарей конденсаторов не требуется.

Таблица 3.1 – Расчет мощности трансформаторов потребителей и конденсаторных установок

4 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Учитывая наличие потребителей I и II категории надежности, принимаем к установке на ГПП два трансформатора.

Для определения номинальной мощности трансформаторов найдем среднюю нагрузку по суточному графику в соответствии с выражением

, (4.1)

Рассчитаем коэффициент y:

, (4.2)

где - стоимость 1 кВт×ч потерь энергии к.з.

Так как y > 0,1, то мощность трансформаторов выбирается по перегрузочной способности.

На графике выделим типовую часть из условия S _пик > S _ср и определим коэффициент начальной нагрузки К_з и коэффициент перегрузки К_п ' по формулам:

(4.3)

, (4.4)

где вместо принимаем среднее значение мощности .

Полученное значение меньше, чем 0,9 К _max = 1,3, поэтому принимаем = 1,3 и корректируем продолжительность перегрузки по формуле:

(4.5)

Расчет показывает, что уточненные значения Н незначительно отличается от определенного Н’ по графику, поэтому в дальнейшем будем считать, что Н =14.

По полученным значениям = 0,59 и Н = 14 по графику [5] определяем допустимое значение перегрузки К_п = 1,05.

Определим номинальную мощность трансформатора в соответствии с формулой:

кВА (4.6)

На основании выполненного расчета принимаем к рассмотрению два варианта трансформаторов: вариант 1 – трансформаторы номинальной мощностью 16000 кВА, вариант 2 – с номинальной мощностью25000 кВА.

Проверим возможность перегрузки намеченных трансформаторов при выходе из строя одного из них.

Вариант 1. При отключении одного трансформатора мощностью 16000 кВА оставшийся в работе трансформатор сможет пропустить мощность, равную 1,4 S_H = 1,4×16000 = 22400 кВА, т.е. 76% всей потребляемой районом мощности.

Коэффициент 1,4 учитывает допустимую предельную перегрузку трансформатора в аварийном режиме.

Вариант 2. При отключении одного трансформатора мощностью 25000 кВА оставшийся в работе может пропускать мощность, равную 1,4 S_{H Т2} = 1,4×25000 = 35000 кВА, т.е. всю потребляемую районом мощность.

5 Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках

выше 1000 В

Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.

Расчет выполнен в базисных единицах. Принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора районной подстанции МВА и И_б =115 кВ.

Находим базисный ток:

кА (5.1)

Составляем схему замещения и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности в направлении к точкам к.з.

Определяем в соответствии с таблицей сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

Трансформатор Т1

(5.2)

(5.3)

линия ВЛ-110

(5.4)

где - протяженность линии, км.

К расчету токов к.з.

(5.5)

где x _уд – удельное реактивоное сопротивление на 1 км длины линии Ом/км;

- активное сопротивление на 1 км длины линии, определяемое как

(5.6)

где - удельная проводимость проводов, принимаемое равным 32 м/Ом×мм² по справочным данным;

- сечение проводов, равное 120 мм² . Тогда

Ом/км

Суммарное сопротивление для точки К1

Т.к. , активное сопротивление не учитывается.

Таким образом

кА (5.7)

Ударный ток в рассматриваемой точке составит

кА, (5.8)

где - ударный коэффициент.

Для точки короткого замыкания принимаем U _б =10,5 кВ, S _б =125 МВА

кА

С учетом влияния сопротивления нагрузки x _нагр = 1,2 суммарное сопротивление до точки К 2 составит:

(5.9)

(5.10)

кА (5.11)

кА

МВА (5.12)

Для точки короткого замыкания расчетные точки достаточно взять на шинах ГПП (точка К 2), т.к. протяженность линии незначительна (l = 0,84 км).

Для расчета заземлания ГПП (К 1) необходимо определить ток однородного к.з. в точке К 1. Для этого составляем схему нулевой последовательности до точки К 1, в которую войдет лишь линия 110 кВ своим индуктивным сопротивлением. Сопротивление нулевой последовательности линии определяется из соотношения [7]. Отсюда = 3 , где Ом, = 3×2 = 6 Ом.

Сопротивление трансформатора 125 МВА в именованных единицах равно

Ом (5.13)

Ом.

Результирующее сопротивление схем обратной и прямой последовательности равны

= =14 Ом

Ток однофазного к.з. в точке К 1 составит:

кА (5.14)

5.2 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках до 100

В элеватора

Расчет токов к.з. в сети напряжением 0,4 кВ выполняем в именованных единицах. Все элементы сети на стороне ВН трансформатора рассматриваются как источник неограниченной мощности. Работа трансформаторов предприятия раздельная. Сопротивление элементов схемы высшего напряжения до трансформатора предприятия в именованных единицах составляет

Ом, = 0,07 Ом.

Приводим сопротивление ситемы электроснабжения к напряжению 0,4 кВ

мОм (5.15)

мОм (5.16)

Определяем сопротивление трансформаторов предприятия

мОм (5.17)

мОм (5.20)

Рассчитаем ток к.з. в точке К 1 (рисунок 2) на вводе низшего напряжения ТП.

Суммарное реактивное сопротивление равно

мОм (5.21)

Суммарное сопротивление активное (кроме сопротивлений элементов системы электроснабжения высшего напряжения и трансформатора ТП) должно учитывать переходные сопротивления контактов. Для этой цели в расчет вводим добавочное сопротивление, которое на шинах подстанции составит 15 мОм.

мОм (5.22)

Ток в точке К 1 равен:

кА (5.23)

Ударный ток в точке К 1

кА (5.24)

Аналогично рассчитываем ток к.з. в других точках цеховой сети, при этом учитываем сопротивление контактов. Результаты расчетов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 – Расчетные значения токов к.з. в низковольтной сети