Электроснабжение завода высоковольтной аппаратуры

Электроснабжение завода высоковольтной аппаратуры

Исходные данные

Питание может быть осуществлено от ТЭЦ мощностью 400 МВт (4 турбогенератора по 100 МВт). Напряжение на шинах 10,5 кВ. На ТЭЦ имеется повысительная подстанция из двух трансформаторов мощностью по 40 МВА, напряжением 10,5/115 кВ. Мощность к.з. на шинах 10,5 кВ ТЭЦ равна 500 МВА.

Расстояние от ТЭЦ до завода 6 км.

Стоимость электроэнергии 2,0 руб. за 1 кВт ч.

Предприятие работает в две смены.

Рисунок И1 — Генеральный план завода высоковольтной аппаратуры Таблица И1 — Характеристика цехов автомобильного завода

Рисунок И2 — План отделения термического цеха

Таблица И2 — Оборудование и нагрузки термического цеха

трансформатор электроснабжение замыкание релейный В дипломном проекте рассматривается вариант электроснабжения отделения термического цеха, вариант электроснабжения завода высоковольтной аппаратуры. Исходными данными для разработки являются: генеральный план предприятия, сменность предприятия, номинальные нагрузки цехов, сведения об источнике питания, план цеха, номинальные нагрузки цеха.

На предприятии имеются цеха, относящиеся к 1-й, 2-й и 3-й категории по надежности электроснабжения. Для предприятия принята смешанная схема электроснабжения. Что обеспечивает достаточную надежность питания потребителей 1-й категории, но позволяет избежать излишних затрат материалов.

Произведен расчет компенсации реактивной мощности с учётом нагрузок с резкопеременным графиком работы, расчёт токов короткого замыкания на шинах распределительных устройств. На основе проведенного расчета токов к.з. выбрано оборудование. Рассчитана релейная защита трансформатора ГПП и синхронного двигателя 10 кВ. Рассмотрены вопросы охраны окружающей среды и техники безопасности.

1. Описание технологического процесса

1.1 Описание основных цехов завода высоковольтной аппаратуры

Завод высоковольтной аппаратуры изготавливает оборудование такое как: высоковольтные выключатели, разъединители, отделители, трансформаторы тока и напряжения, ограничители перенапряжение, разрядники, трансформаторы.

На территории проектируемого завода существует несколько складов, в том числе:

— склад фарфора — фарфор используется для производства изоляторов, устанавливаемых на высоковольтные аппараты, поставляется от завода-изготовителя фарфора.

— склад масел — масла используются трансформаторах.

— склад запчастей — складируются запчасти, необходимые для изготовления продукции.

— склад готовой продукции — конечный пункт складирования изготовленной продукции.

Опишем также функции цехов на проектируемом заводе:

— термический цех — используется для термической обработки деталей в печах, где их куют и закаляют.

— деревообрабатывающий цех — используется для изготовления деревянных конструкций.

— транспортный цех — место хранения легкового и грузового автотранспорта, погрузки и разгрузки продукции.

— механический корпус — используется дл механической обработки деталей.

— лабораторный корпус — используется для контроля основных характеристик продукции, проведения высоковольтных испытаний.

— опытный цех — используется для проверки качества продукции.

На проектируемом заводе присутствует также насосная, основной функцией которой является питание пожарных насосов. В компрессорной же изготавливают сжатый воздух, необходимый для пневматических приводов и пневматического инструмента.

Кислородная станция применяется для обжига, термической резки и газовых горелок. Водородная станция используется для охлаждения и электролиза в процессе производства.

1.2 Характеристика электроприемников

Согласно [4, п. 1.2.18] в отношении обеспечения надёжности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории.

Электроприемники первой категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных объектов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Электроприемники второй категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Электроприемники третьей категории — все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

При определении категории надёжности электроснабжения цехов автомобильного завода учтём изложенное выше описание технологии основного производства, возможные характеристики приёмников электрической энергии, рекомендации, изложенные в [5], а также данные о продолжительности перерывов электроснабжения, не вызывающих ущерба для отдельных производств [6]; результаты сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 — Распределение цехов по категориям надежности электроснабжения

2. Проектирование электроснабжения термического цеха

2.1 Определение центра электрических нагрузок отделения термического цеха завода высоковольтной аппаратуры

По категории бесперебойности электроснабжения данный цех относится ко II категории. Исходя из этого, выбираем двухтрансформаторную цеховую подстанцию.

Все силовые потребители электроэнергии являются потребителями трёхфазного тока, напряжением 380 В. Осветительная нагрузка равномерно распределена по фазам.

Выбор схемы цеховой сети начинаем с определения месторасположения КТП цеха. КТП в целях экономии металла и электроэнергии рекомендуется устанавливать в центре электрических нагрузок. Координаты центра определяются из соотношений

; (2.1)

(2.2)

где — расчетная мощность i-гоэлектроприемника, кВт;

— координаты i-го электроприемника, м.

Для упрощения расчеты сведем в таблицу 2.1. В этой таблице представлены координаты приемников термического цеха, их установленные мощности, коэффициенты использования, а также активная расчетная нагрузка каждого приемника. Активную расчетную нагрузку i-го электроприемника определяем методом, основанным на использовании коэффициента использования по формуле:

(2.3)

где — коэффициент использования;

— номинальная активная мощность i-го приемника.

Таблица 2.1 — Определение центра электрических нагрузок цеха

Координаты ЦЭН для цеха: ;

Центр электрических нагрузок термического цеха расположен в точке (14. 07,10.42). Установка распределительного пункта в этой точке невозможна из-за установленного в этом месте технологического оборудования, поэтому распределительный пункт переносим к стене цеха в сторону расположения ТП6.

2.2 Определение расчетных электрических нагрузок отделения термического цеха завода высоковольтной аппаратуры

Расчётную нагрузку электроприёмников определяем методом упорядоченных диаграмм. Расчетная активная нагрузка цеха определяется по формуле

(2.4)

где — групповой коэффициент максимума,

— групповой коэффициент использования активной мощности,

(2.5)

где — индивидуальный коэффициент использования,

— номинальная мощность электроприёмника,

— суммарная номинальная мощность данной группы электроприёмников,

 — средняя нагрузка группы электроприёмников за наиболее загруженную смену, определяется по формуле

. (2.6)

Для определения группового коэффициента максимума необходимо найти эффективное число электроприёмников :

. (2.7)

Средняя реактивная мощность группы электроприёмников за наиболее загруженную смену определяется по формуле

. (2.8)

Нагрузки электрического освещения учитываются по формулам

(2.9)

(2.10)

где — нагрузка производственной площади, для высоты помещений 4−6 м и требуемой для таких цехов освещённости 300 лк, ,

— площадь цеха (),

— для ламп ДРЛ, (),

— коэффициент спроса на осветительную нагрузку, для производственных зданий, состоящих из ряда пролётов, ,

.

Максимальная расчётная реактивная мощность от силовых нагрузок принимается равной:

а) при ,

б) при .

Полная мощность группы электроприёмников за наиболее загруженную смену определяется по формуле

. (2.11)

Расчётный максимум полной мощности силовых нагрузок на разных ступенях системы электроснабжения определяется по формуле

. (2.12)

Расчётный максимум полной мощности цеха определяется по формуле

. (2.13)

Расчетный максимальный ток определяется по формуле

. (2.14)

Расчеты сведем в таблицу 2.2;

Питание светильников общего освещения осуществляется на напряжении 380 В переменным током при заземленной нейтрали.

Электроснабжение рабочего освещения выполняется самостоятельными линиями от секции 2 РУ. При этом электроэнергия от распределительного устройства передается питающими линиями на осветительные магистральные пункты, а от них — групповым осветительным щиткам. Питание источников света осуществляется от групповых щитков групповыми линиями.

Электроснабжение аварийного освещения выполняется от секции 1 РУ.

На линиях, отходящих на питание светильников, устанавливаем выключатели серии ВА55?29М 3Р, .

Рисунок 2.1 — Внутрицеховая сеть

Таблица 2.2 — Определение расчетных электрических нагрузок цеха

2.3 Выбор сечения проводов и кабелей

Питание к распределительным пунктам подводится кабелем АВВГ, проложенным в каналах. Питание к отдельным приемникам подводится следующим образом: кабели проложены в каналах, а ответвления на станки выполнено в винипластовой трубе для механической защиты. АВВГ — кабель с алюминиевой жилой, поливинилхлоридной оболочкой и изоляцией, без защитного покрова.

Сечение проводов и жил кабелей цеховой сети выбираем по нагреву длительным расчетным током:

(2.14)

где — расчетный ток линии;

=0,75 — поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей в канале [9];

— длительно допустимый ток проводника.

В качестве СП используется силовые пункты с автоматическими выключателями. Автоматические выключатели обладают рядом преимуществ: после срабатывания автоматический выключатель снова готов к работе, в то время как в предохранителе требуется замена калиброванной плавкой вставки, увеличивающая время простоя ЭП; более точные защитные характеристики; совмещение функций коммутации электрических цепей и их защиты; наличие в некоторых автоматических выключателях независимых расцепителей и др.

Номинальный ток теплового расцепителя автоматического выключателя выбирают по длительному расчетному току линии

I_т > I_дл. (2.15)

Номинальный ток электромагнитного I_эл или комбинированного расцепителя автоматических выключателей выбирают также по длительному расчетному току линии

I_эл? I_дл. (2.16)

Диаметр труб находим по формуле

[2], (2.17)

где d₁, d₂,…, d_n — наружный диаметр провода;

n₁, n₂,…, n_n — число проводов и кабелей данного размера.

Для выбранных проводников по заданному сечению определяем удельное активное и реактивное сопротивление проводников. Длину проводников определяем по плану цеха.

Потери напряжения:

(2.18)

Относительные потери напряжения:

% (2.19)

Если потери напряжения превышают 5%, то необходимо увеличить сечение кабеля.

Для упрощения расчетов сведем расчет в таблицу 2.3:

Таблица 2.3 — Выбор кабелей

2.4 Выбор аппаратов защиты цеховой сети

Выбор силовых распределительных пунктов Для цехов с нормальными условиями окружающей среды используем распределительные пункты серии ПР компании ЭТМ. Они предназначены для приема и распределения электроэнергии к группам потребителей трехфазного переменного тока промышленной частоты.

Параметры выбранных распределительных пунктов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 — Параметры распределительных пунктов

Эти шкафы предназначены для распределения электроэнергии, защиты электроустановок при перегрузках и токах к.з.

Выбор автоматических выключателей Для защиты цеховой сети от перегрузок, коротких замыканий используем автоматические выключатели серии ВА. Основными параметрами, характеризующими автоматический выключатель, являются:

— номинальный ток автоматического выключателя I_НОМ.А наибольший ток, при котором выключатель может работать в течение неограниченно длительного времени;

— номинальное напряжение выключателя U_HOM — напряжение электрической сети, для работы в которой он предназначен;

— номинальный ток расцепителя I_ном.р — ток, длительное прохождение которого не вызывает срабатывания расцепителя;

Условия выбора:

Выбор автоматических выключателей сведем в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 — Выбор автоматических выключателей

3. Проектирование электроснабжения завода высоковольтной аппаратуры

3.1 Определение центра электрических нагрузок

По категории бесперебойности электроснабжения данный завод относится к приемникам I категории. Исходя из этого, выбираем двухтрансформаторную понижающую подстанцию.

Выбор схемы электроснабжения начинаем с определения местоположения ГПП предприятия. ГПП в целях экономии металла и электроэнергии рекомендуется устанавливать в центре электрических нагрузок. Координаты центра определяются из соотношений [1]:

; (3.1)

(3.2)

где — расчетная мощность i-го электроприемника, кВт;

— координаты i-го электроприемника, м.

Для упрощения расчеты сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 — Определение центра электрических нагрузок предприятия

У P_iX_i = 6579,2 кВт•ед У P_iY_i = 4406,4 кВт•ед У P = 29 720 кВт Координаты центра X _ц = 221 м Y _ц = 148 м Место для строительства ГПП согласно генплану здесь занято поэтому строим ГПП на свободном ближайшем месте. (см. проектирование внутренней системы электроснабжения)

3.2 Определение расчетных нагрузок предприятия

Расчетные нагрузки для цехов предприятия определяем методом коэффициента спроса.

В качестве примера рассмотрим определение расчётной лабораторного корпуса: номинальная мощность P_н= 2500 кВт. Находим значение коэффициента использования для типового цеха К_и=0,5 и коэффициент мощности cos=0,8. Находим значение коэффициента спроса К_c=0,6.

tg= tg (arccos (cos)) = tg (arccos (0,8)) = 0,75.

Определим расчетную активную мощность цеха по формуле

(3.3)

= 0,62 500 = 1500 кВт.

Определим расчетную реактивную мощность цеха по формуле

Q_p=K_cP_нtg, (3.4)

= 15 000,75 = 1125,0 кВАр.

Нагрузки электрического освещения определяются по формулам

; (3.5)

Q_pо =P_роtg, (3.6)

где — нагрузка производственной площади, Вт/м²;

F — площадь цеха, м²;

tg определяется по cos.

Для освещения цехов выбираем люминесцентные лампы. Коэффициент мощности с учетом местной компенсации равен 0,9, тогда tg=0,48;- коэффициент спроса на осветительную установку,. Площадь цехов определяем по генплану предприятия с учетом масштаба.

При расчёте будем учитывать, что осветительная нагрузка производственной площади равна 10 Вт/м² для данного цеха.

= 0,90,16 232 = 56,1 кВт;

= 56,1tg (arccos (0,9))=42,1 кВАр.

Определим суммарную активную нагрузку механического корпуса по:

?Р_р= P_p+ P_pо, (3.7)

?Р_р =1500+56,1 =1556,1 кВт.

Определим суммарную реактивную нагрузку прядильного цеха по:

?Q_р= Q_p+ Q_pо, (3.8)

?Q_р= 1125,0+42,1 =1167,1 кВАр.

Определим полную нагрузку по:

(3.9)

.

Аналогичным образом рассчитываются остальные цеха и здания. Результаты расчетов сведены в таблице 3.2.

Для освещения территории предприятия используем лампы ДРЛ. Коэффициент мощности с учетом местной компенсации cos_о=0,9. Значение удельной мощности освещенности на единицу производственной площади находим согласно[2]. Для уличного освещения =2 Вт/м². Площадь территории предприятия определяем по генплану предприятия за вычетом площади цехов, F= 57 460 м². — коэффициент спроса на осветительную установку. cos для осветительной нагрузки равен 0,9, тогда tg=0,48.

P_pо=0,90,257 460= 1034,29 кВт;

Q_ро= 1034,29tg (arccos (0,9))= 496,46 кВАр. Таблица 3.2 — Расчет нагрузок предприятия

Картограмма нагрузок представляет собой план предприятия с нанесенными на нем окружностями, площади которых пропорциональны величине расчетных нагрузок цехов. Радиус окружности определяется как:

(3.10)

где R — радиус окружности;

— расчетная мощность цеха;

— масштаб мощности, ;

Для представления о том, какая часть мощности используется для освещения цеха, на окружности выделяют сектор, угол которого пропорционален общей нагрузке цеха. Угол сектора определяется по формуле

; (3.11)

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 — Построение картограммы нагрузок

Рисунок 3.1 — Генплан с картограммой нагрузок трансформаторостроительного завода3.3 Выбор номинального напряжения линии электропередач их числа, сечения и марки проводов Выбор номинального напряжения линии электропередач Питание завода осуществляется от ТЭЦ, на которой установлены трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 10,5/115 кВ. Мощность к.з. на стороне 10,5 кВ подстанции равна 500 МВА.

Существует несколько вариантов — 10,5 или 115 кВ, по выбору питающего напряжения. Произведем сравнение этих вариантов.

Оценим по формуле Стилла величину нестандартного напряжения:

(3.12)

где — длина линии,

— передаваемая мощность, кВт. Принимается равной расчетной активной нагрузке предприятия

Полученное значение напряжения находится между двух стандартных 35 кВ и 110 кВ. Среди выбранных напряжений только одно удовлетворяет исходным данным — это 110 кВ.

Т.к. на предприятии имеются потребители I и II категории выбираем двухцепную ВЛ.

Исходя из расчетной полной нагрузки и выбранного значения номинального напряжения, рассчитываем значение расчетного тока по формуле

(3.13)

где — полная расчетная нагрузка предприятия, кВА;

— количество линий питающих завод.

Чтобы исключить случаи простоя в электроснабжении, когда одна из линий повреждена необходимо каждую линию рассчитать на полную нагрузку предприятия.

По величине номинального тока и экономической плотности тока, определяем нестандартные сечения проводов линий высокого напряжения:

(3.14)

Значение экономической плотности тока принимаем равным 1,1, .

Выбранные сечения проводов проверяем по:

— допустимому нагреву проводников рабочим током;

— потере напряжения;

— для линии 110 кВ проводим проверку по условиям коронирования.

Проверка по нагреву сводится к сравнению рабочего (расчетного) тока с табличным допустимым током для провода:

;

Потеря напряжения определяется по формуле

(3.15)

где , — активная и реактивная мощности, передаваемые по линии, соответственно;

 — активное и индуктивное сопротивления линии соответственно.

— номинальное напряжение линии.

Расчёт линии 110 кВ Номинальный ток в каждой цепи линии по (3.13):

;

Определяем нестандартное сечение провода по (3.14):

.

Выбираем двухцепную линию с проводом марки АС-70, на 2ПС 110П-6П промежуточных двухцепных свободностоящих опорах. Выбранный провод удовлетворяет условиям коронирования.

Для АС-70 ;.

;

В случае аварийного режима при работе по одной цепи общий ток составит для ВЛ: 60,452 = 120,9 (120,9 < 260) что также удовлетворяет условию проверки по допустимому нагреву.

Расчет сведем в таблицу 3.4

Таблица 3.4 Выбор сечения проводов, проверка по падению напряжения

Так как потери в линии не превышают допустимые 5%, то будем проектировать электроснабжение на напряжении 110 кВ.

Оценим приведенные затраты на строительство линии. Приведенные затраты на строительство линий для 110 кВ:

Затраты определяются по формуле З = р_нК + И, (3.16)

где р_н = 0,12 — нормативный коэффициент.

К = Кв + Кл — капитальные вложения Кв — стоимость трех выключателей Кв = 4500 тыс. руб.

Кл — стоимость линии:

Кл = Кл1 + Ко, (3.17)

где Кл1 — затраты на строительство линии, Ко — затраты на строительство опор Кл = 37,5*6 + 200*30= 6225 тыс. руб.

И — годовые эксплуатационные издержки:

И = Иэ + Иа + Ио, (3.18)

где Иэ — стоимость потерь электроэнергии Иа — амортизационные отчисления Ио — отчисления на обслуживание, т.к. в рассматриваемых вариантах они изменяются незначительно, то Ио не учитываем.

Иэ = n•ДP_ном•l_л•Т_п•С₀, (3.19)

где ДP_ном — потери мощности в линии ДP_ном=8.89 кВт/км.

Т_п — время использования энергии.

Т_п=24?365=8760 часов С₀=0,02 руб. — стоимость энергии.

Иэ = 2?8.89?6?8760?0,02 = 18,690 тыс. руб./год Иа = Ка? Кл, (3.20)

где Ка = 0,05 — норма амортизационных отчислений.

Иа = 0,05?6225 = 311,25 тыс. руб./год.

З = 0,12?(4500 + 6225) + 18,690 + 311,25 = 1616,94 тыс. руб./год.

Принимаем, что питание осуществляется по двухцепной линии с проводом марки АС-70, опоры железобетонные с подвеской одной цепи для улучшения надежности электроснабжения. На ГПП для гибкости схемы примем к установке 3 элегазовых выключателя марки ВЭК

3.4 Выбор мощности трансформаторов ГПП, электрической схемы ГПП

На заводе большинство потребителей относится ко 2 категории, поэтому принимаем число трансформаторов равное двум.

При отсутствии резервных трансформаторов возможен выбор двухтрансформаторной подстанции по условию

(3.21)

где n — число трансформаторов цеховой ТП, n = 2;

— доля потребителей 1 и 2 категории в общей нагрузке предприятия, = 1;

— коэффициент аварийной допустимой перегрузки трансформатора, =1,4.

Принимаем мощность трансформатора S_т=25 МВА, выбираем трансформатор типа ТДН-25 000/115 с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха.

Таким образом, принимаем к установке на ГПП два трансформатора типа ТДН-25 000/115.

Для строительства ГПП выбираем свободную территорию с учетом того, чтобы она была как можно ближе к центру нагрузок завода, не находилась на месте транспортных коммуникаций.

Под строительство ГПП отведём площадь 32×38,5 м².

Проверяем трансформатор по перегрузочной способности при аварийном отключении второго трансформатора:

1,4 S_нS_р, (3.22)

Трансформаторы проходят по перегрузочной способности.

Принципиальная схема электроснабжения предприятия приведена на рисунке 3.2. Здесь Q1, Q2, Q3 — элегазовые выключатели. Роль разъединителей в данной схеме — условия безопасного проведения ремонта, секционный выключатель на стороне 10 кВ в нормальном режиме выключен.

Рисунок 3.2 — Принципиальная схема ГПП предприятия Выберем схему с выключателем в перемычке, учитывая высокий показатель надежности. К минусам можно отнести её повышенную стоимость, но примем во внимание, что проектируемый завод изготавливает высоковольтное оборудование, в том числе и выключатели, поэтому окончательно принимаем к установке данную схему.

3.5 Определение числа и мощности цеховых трансформаторов, выбор схемы внутреннего электроснабжения

Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода определяется размещением ГПП и цеховых подстанций на территории предприятия и зависит от числа цеховых подстанций. Схема внутреннего электроснабжения включает в себя распределительную сеть высокого напряжения и распределительную сеть низкого напряжения.

Выбор схемы соединения конкретной группы электроприёмников определяется их взаиморасположением и расположением их по отношению к источнику энергии, требуемой надежностью электроснабжения, мощностью потребителей и т. д.

При проектировании схемы внутреннего электроснабжения предприятия необходимо учитывать следующие факторы:

— наличие на предприятии собственных источников питания;

— наличие транспортных коммуникаций;

— требуемая надежность электроснабжения потребителей;

— наличие цехов с малой потребляемой мощностью.

Так как на предприятии есть потребители напряжением 10 кВ, то внутреннее электроснабжение будем выполнять напряжением 10 кВ. Питание цехов малой мощности будет осуществлять от соседних ТП. Для надежного электроснабжения цехов, в каждой ТП устанавливаем по два трансформатора, если это требует надежность. Каждую ТП запитаем по двум кабельным линиям, присоединённым к разным секциям шин на ГПП.

Выбор конкретной схемы внутреннего электроснабжения выполняется на основе технико-экономического сравнение вариантов. Рассмотрим два варианта схем, которые изображены на рисунках 3.3 и 3.4. Наилучший вариант электроснабжения выбирают из условия минимума приведенных затрат.

Рисунок 3.3 — Первый вариант электроснабжения завода высоковольтной аппаратуры Рисунок 3.4 — Второй вариант электроснабжения трансформаторостроительного завода В таблице 3.5 произведён расчет мощности и стоимости КТП по первому варианту, в таблице 3.6 произведён расчет мощности и стоимости КТП по второму варианту. В таблицах 3.7 и 3.8 произведена оценка стоимости кабельной сети и параметров её использования по первому и по второму вариантам. Выберем кабель и цены на кабель, трансформаторы, КТП и цены.

Номинальную мощность трансформаторов ТП определяем по:

(3.26)

где n — количество устанавливаемых трансформаторов;

K_з — коэффициент загрузки.

Полная стоимость подстанции складывается из стоимости трансформатора и стоимости КТП.

Расчетный ток определяется по:

(3.27)

где 1,25 коэффициент допустимой перегрузки.

Определим потери напряжения по (3.18).

Стоимость сети определяется:

(3.28)

где — количество кабелей;

— стоимость одного километра кабеля.

Годовые потери электрической энергии определяются:

(3.29)

где — время использования максимума потерь.

Стоимость потерь энергии в линии в год определяется по формуле

(3.30)

где — стоимость 1 кВтч потерь электроэнергии, руб.

Таблица 3.5 — Расчет мощности и стоимости КТП по первому варианту

Таблица 3.6 — Расчет мощности и стоимости КТП по второму варианту

Таблица 3.7 — Оценка стоимости кабельной сети и параметров её использования по первому варианту

Таблица 3.8 — Оценка стоимости кабельной сети и параметров её использования по второму варианту

Наилучший вариант схемы электроснабжения промышленного предприятия выбирают по условию минимальных приведённых затрат:

(3.31)

где р_н — нормативный коэффициент капитальных вложений, р_н=0,12;

К — капитальные вложения;

И — годовые эксплутационные издержки.

Капитальные вложения складываются из суммы капитальных вложений в устройство цеховых подстанций и стоимости кабельной сети.

Годовые эксплуатационные издержки состоят из отчислений от капитальных затрат на амортизацию, ремонт и обслуживание линий и подстанций и стоимости годовых потерь электроэнергии в кабельной сети, рассчитываются по:

(3.32)

где К_л, К_п — капитальные вложения на строительство кабельных линий и трансформаторных подстанций соответственно;

а_а.л, а_р.л, а_о.л — отчисления соответственно на амортизацию, ремонт и обслуживание кабельных линий, %, ,[2];

а_а.п, а_р.п, а_о.п-то же подстанций, %, ,.

Рассчитанные технико-экономические показатели для всех вариантов схем внутреннего электроснабжения сведены в таблицу 3.11.

Таблица 3.9 — Технико-экономическое сравнение схем электроснабжения

Как видно из таблицы, минимуму приведенных затрат соответствует второй вариант схемы внутреннего электроснабжения. Его и принимаем в качестве основного.

3.6 Выбор компенсирующих устройств

Компенсация реактивной мощности на предприятиях применяется с целью уменьшения активных потерь, уменьшению токовой нагрузки на сети предприятия, частичной разгрузки трансформаторов.

Источниками реактивной мощности могут служить:

1) Воздушные и кабельные линии электрических сетей;

2) Генераторы электрических сетей и синхронные двигатели;

3) Дополнительно устанавливаемые компенсирующие установки — синхроные компенсаторы, батареи конденсаторов поперечного включения, вентильные установки со специальными регуляторами. Кабельные линии и воздушные линии электропередач как источники реактивной энергии не рассматриваются в виду их малой протяжённости и низкого уровня напряжения питающей сети.

Компенсация реактивной мощности позволяет:

— снизить общие расходы на электроэнергию;

— уменьшить нагрузку элементов распределительной сети (подводящих линий, трансформаторов и распределительных устройств), тем самым продлевая их срок службы;

— исключить генерацию реактивной энергии в сеть в часы минимальной нагрузки;

— увеличить пропускную способность системы электроснабжения потребителя, что позволит подключить дополнительные нагрузки без увеличения стоимости сетей.

Во вновь создаваемых сетях компенсация реактивной мощности позволяет уменьшить мощность подстанций и сечения кабельных линий, что снижает их стои-мость.

Таблица 3.10 Распределение реактивной мощности по ЦП предприятия

Q_р = 14 149 кВар — расчетная реактивная мощность Мощность конденсаторов Q_к определяется по формуле:

Q_к=Q_р-Q_сд, (3.33)

где Q_сд — максимальная величина реактивной мощности, которую может генерировать СД.

Оценим величину генерируемой реактивной мощности синхронными двигателями по формуле:

(3.34)

где — коэффициент загрузки по активной мощности определяется по [1]

— синхронные двигатели компрессорной.

кВар За счет этой реактивной мощности можно покрыть потребление реактивной мощности подстанций 17,6,2,5,3 — 4341,87 кВар. Для остальных необходимо применение компенсирующих устройств. В их качестве рассмотрим применение конденсаторов на 10 кВ и 0,4 кВ.

Мощность конденсаторов:

Q_к=Q_р-Q_рсд-Q_сд=14 149−4216−3072=6861 кВар Выбираем вариант установки конденсаторных батарей в зависимости от экономической целесообразности

(3.35)

где К₀ — стоимость вводного устройства. На уровне напряжения 10кВ на всех трансформаторных подстанциях предусматриваем установку ячеек КРУ стоимостью 1800 рублей. На напряжении 0,4кВ стоимость вводного устройства равна нулю;.

Е — суммарные ежегодные отчисления от стоимости вводного устройства (Е=0,223);

К_у — удельная стоимость батарей конденсаторов.

Компенсация на стороне 10 кВ.

Компенсация на ГПП — две батареи марки УКЛ-10 — 3150 У1 [13]

— номинальное напряжение U_н=10кВ,

— компенсируемая мощность Q_бк=3150кВар,

— удельная стоимость батареи конденсаторов К_у=30,7 руб./кВар.

По результатам видно, что скомпенсированная мощность составила 6200 кВар, что меньше расчетной на 661 кВар.

Компенсация на стороне 0,4 кВ.

а) ЦП № 1−1и 1−2 — восемь батарей марки КРМ 0,4−700 [13]

— номинальное напряжение U_н=0,4кВ,

— компенсируемая мощность Q_бк=700кВар,

— кдельная стоимость батареи конденсаторов К_у=40,5 руб./кВар.

б) ЦП № 4 — две батареи марки КРМ 0,4−600 [13]

— номинальное напряжение U_н=0,4кВ,

— компенсируемая мощность Q_бк=600кВар,

— удельная стоимость батареи конденсаторов К_у=40,5 руб./кВар.

По результатам видно, что скомпенсированная мощность составила 6800 кВар, что меньше расчетной на 61 кВар. Общая стоимость составила 61 414,2 руб.

Как видно стоимость установки батарей в сети 0,4 кВ обойдется незначительно дороже, чем на 10 кВ, но обслуживание этих батарей проще. Кроме того, целесообразно компенсировать реактивную мощность именно на низкой стороне, так как это позволит разгрузить трансформаторы. Поэтому предлагаем к установке конденсаторные батареи на 0,4 кВ.

4. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки параметров электрических аппаратов, устанавливаемых на НПЗ, а также для определения устройств релейной защиты и автоматики.

Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей будем определять токи трехфазного КЗ.

Расчет произведет с использованием программного комплекса EnergyCS ТКЗ, разработанного компанией CSoft Development.

Программный комплекс EnergyCS ТКЗ предназначен для выполнения расчетов токов короткого замыкания при проектировании и эксплуатации электроэнергетических систем любой сложности.

Ввод исходной модели осуществляется путем составления схемы сети с использованием встроенного редактора расчетных схем и визуально соответствует электрической однолинейной схеме.

В процессе составления модели проверяются связность сети и классы напряжения узлов. Модель сети состоит из объектов, соответствующих элементам сети: трансформаторов, линий, реакторов и т. д. Типы и марки элементов выбираются из встроенной справочной базы данных, параметры схемы замещения рассчитываются автоматически с учетом настройки элементов, числа секций батарей конденсаторов и т. д.

Параметры расчетной модели вносятся в программном комплексе EnergyCS ТКЗ. Программный комплекс EnergyCS ТКЗ содержит встроенные справочники оборудования: кабели, провода, трансформаторы, СД и т. д. В случае отсутствия необходимого элемента во встроенном справочнике, его данные добавляются в программный комплекс вручную с использованием данных из справочной литературы.

Оборудование, которое было использовано при расчете токов короткого замыкания в расчетной модели, а также его параметры, занесенные в программный комплекс EnergyCS ТКЗ, представлено в таблицах 4.1 — 4.6.

Рисунок 4.1 — Схема замещенияТаблица 4.1 — Трехобмоточные трансформаторы

Таблица 4.2 — Двухобмоточные трансформаторы

Таблица 4.3 — Провода

Таблица 4.4 — Кабели на 6, 10 кВ

Таблица 4.5 — Кабели на 0,4 кВ