Электроснабжение электровозоремонтного завода

Электроснабжение электровозоремонтного завода

Введение

электроснабжение трансформатор подстанция цеховой

Под электроснабжением согласно ГОСТу 19431-84 понимается обеспечение потребителей электрической энергии.

СЭС как и другие объекты должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям. Они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических требований, обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации и безопасными в обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных ситуациях.

При построении СЭС нужно учитывать большое число факторов, оказывающих влияние на структуру СЭС и типы применяемого в них оборудования.

К ним относятся:

потребляемая мощность;

категории надежности питания;

характер графиков нагрузок потребителей;

размещение электрических нагрузок на территории предприятия;

условия окружающей среды;

месторасположение и параметры источников питания;

наземные и подземные коммуникации.

Сравнение отечественных и передовых зарубежных технологий и решений

Заземление - электрическое соединение предмета из проводящего материала с землёй. Заземление состоит из заземлителя (части электрической цепи, непосредственно соприкасающейся с землёй) и заземляющего проводника, соединяющего заземляемое устройство с заземлителем.

Большая часть методов была разработана еще в советские времена проектными институтами, но в наше время их использование зачастую связано с повышенными экономическими затратами. Кроме того, с приходом рыночных отношений и расширением импорта продукции, появилось некоторое количество технологических новинок в сфере устройства контуров заземления.

Современное электронное оборудование предъявляет более высокие требования к характеристикам заземляющих и защитных устройств (заземлению и защите), чем раньше. Высокая чувствительность к импульсным помехам является особенностью современной цифровой аппаратуры, воздействие электростатических потенциалов на аппаратуру без защиты и заземления часто приводит к сбоям в ее работе и даже выходу из строя. Еще большую опасность для аппаратуры представляют импульсные помехи при разрядах молний и коммутациях в питающей сети и интерфейсных цепях, работающих без соответствующей защиты и заземления. Для защиты от этих помех придуманы встроенные и внешние элементы защиты от перенапряжений, которые в свою очередь, без надежного заземления не работают.

Торговая марка ZandZ^® объединяет оборудование и технологии, позволяющие создавать современные высококачественные и долговечные системы заземления в условиях разнообразных климатических зон и грунтов, встречающихся на территории РФ.

На подготовительном этапе проекта, занявшем около двух лет, разработчики ZandZ^® отбирали оборудование и технологии, в которых учтены все современные знания, отечественный и иностранный опыт в области строительства и эксплуатации заземляющих устройств. Встречаясь со специалистами проектных организаций и участвуя в монтаже систем заземления, разработчики ZandZ^® систематизировали задачи, возникающие перед предприятиями, а также характерные проблемы, поднимающиеся в связи с конструктивными особенностями заземляющих устройств. Был собран обширный фактический материал о специфике строительства объектов заземления, конкретных характеристиках грунтов, ведомственных норм и правил.

Опираясь на всю совокупность данных, проект ZandZ^® позволил выбрать решения, в наибольшей степени отвечающие требованиям и условиям применения в нашей стране. Все продукты с маркой ZandZ^® имеют заложенную избыточность, так сказать - «запас прочности от неожиданностей и случайностей», что позволяет говорить о действительно надежных и долговечных системах, позволяющих решать любые задачи в области защитного и рабочего заземления.

Линейка продуктов ZandZ^® позволяет построить системы заземления двух основных разновидностей: модульно-штыревой и электролитической.

Модульная штыревая система заземления ZandZ^® - это стандартное решение для всех типов грунта, за исключением каменистых и скальных грунтов, а так же условий вечной мерзлоты. Модульно-штыревая конструкция заземлителя позволяет провести монтаж в рекордно короткие сроки. Типовое время монтажа заземлителя - три часа, при этом не требуется масштабных строительных (в том числе земляных) работ. Конструкция заземлителя занимает минимум места и может быть организована внутри существующего здания. Материалы и конструктивные элементы ZandZ^® обеспечивают постоянство электрического сопротивления на срок более 30 лет вне зависимости от характеристик грунта.

Электролитическая система заземления ZandZ^® находит применение в местах с проблемными грунтами (вечномерзлый, песчаный, скальный). Специальная конструкция заземлителя с электролитическим наполнением и сухой смесью для заполнения околоэлектродного пространства позволяют организовать систему заземления со стабильно высокими параметрами практически в любых условиях.

Модульно-штыревая система представляет собой стальные омедненные стержни. Эти системы - аналог польского Galmar, однако превосходят его по качеству (толщина, стойкость медного покрытия). ООО «СвязьКомплект» поставляет комплектами (15, 30, 45 метров, а также комплекты для заземления контейнеров 6*4 метра и 6*6 метров), в которых есть все необходимое для монтажа.

Преимуществами такой системы является технологичность монтажа и возможность монтажа в подвалах зданий.

Электролитические системы - медные полые перфорированные трубы, заполняемые солью, которая не вызывает коррозии электрода. Притом состав соли не дает ей сразу вымываться, процесс растворения происходит постепенно. Такие системы также поставляются комплектами и применяются на участках со сложным грунтом (горная местность, где глубина грунта до скалы не позволяет смонтировать традиционные системы, вечная мерзлота и т.д.)

Технический паспорт проекта

          Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1 кВ: 19969 кВт.

2        Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением свыше 1 кВ: 2236,2 кВт.

4 синхронных двигателя СТД-630 (Р_ном = 630 кВт);

Категория основных потребителей по надежности электроснабжения:

Потребители 1 категории: Котельная

Потребители 2 категории: Электровозосборочный цех;

Аппаратный цех;

Тележечный цех;

Участок рессор;

Колёсный цех;

Колёсный цех;

Электромашинный цех;

Якорный цех;

Секционный цех;

Разборочный цех;

Цех кабин;

Контрольно-испытательная станция (КИС);

Компрессорная;

Ремонтно-механический цех.

Потребители 3 категории: Инструментальный цех;

Очистные сооружения;

Столовая;

Заводоуправление.

Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 20518 кВА;

Коэффициент реактивной мощности:

Расчетный: tg=0,468

Заданный энергосистемой: tg= 0,5

6 Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;

Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме: МВА, тип и сечение питающих линий: S_к=3784,5 МВА, ВЛ АС-95/16

8 Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы: 5 км;

9 Количество, тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2×ТДН-10000/110;

Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ;

Типы принятых ячеек распределительных устройств, в главной понизительной подстанции: К-63;

На территории устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМЗ, мощностью 400,630,1000 кВА;

Тип и сечение кабельных линий: ААШв (3*25; 50; 70; 95).

Исходные данные

Необходимо выполнить проект по электроснабжению цехов электровозоремонтного завода в объеме, указанном в содержании. Завод расположен на Южном Урале (Челябэнерго).

Генеральный план предприятия представлен на листе 2. Сведения об установленной мощности электроприемников, как отдельного цеха, так и группы цехов приведены в таблицах 1 и 2.

.         Расстояние от предприятия до энергосистемы 5 км;

.         Уровни напряжения на подстанции энергосистемы: 110 и 35 кВ;

.         Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы:

для U₁ -3784,53 МВА;

для U₂ -1089,46 МВА;

.         Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу:

основная ставка 218,58 руб./кВт∙мес;

дополнительная 1,153 руб./кВт∙ч

.         Наивысшая температура:

окружающего воздуха 22,6 ˚С;

почвы (на глубине 0,7 м) 15 ˚С;

.         Коррозийная активность грунта предприятия средняя;

.         Наличие блуждающих токов в грунте предприятия;

.         Наличие колебаний и растягивающих усилий в грунте предприятия.

1. Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия

.1 Расчет электрических нагрузок ремонтно-механического цеха

Расчетная номинальная мощность трехфазных электроприемников рассчитывается по формуле (1):

Р_ном* = n ∙ Р_ном, (1)

где n - число электроприемников;

Р_ном - номинальная мощность одного электроприемника, кВт.

Средняя мощность - постоянная во времени мощность, при которой в течении периода наблюдений потребляется столько же энергии, что и при реально изменяющемся во времени графике нагрузок за тот же период.

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы электроприемников определяется по формуле:

Р_ср = k_иа ∙ Р_ном, (2)

где k_иа - коэффициент использования по активной мощности, характеризует степень использования установленной мощности за весь период наблюдений. Его значение для отдельных электроприемников приводится в электрических справочниках [1].

Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:

Q_ср = Р_ном∙ tgφ, (3)

где tgφ определяется из справочных данных.

Определение приведенного числа электроприемников n_э зависит от k_иа.

Если k_иа0,2, то

n_э =  (4)

Если k_иа < 0,2, то

n_э =  (5)

где Р_{ном мах} - максимальная мощность одного электроприемника;

n∙ - среднеквадратичная мощность.

Расчетные мощности Р_р и Q_р определяются по формулам:

Р_р = k_ра ∙ Р_ср, (6)

Q_р = k_рр ∙ Q_ср, (7)

где k_ра - расчетный коэффициент активной мощности; определяется по справочным материалам, k_ра =f(n_э; k_иа);

k_рр - расчетный коэффициент реактивной мощности.

Если Р_ср < 200 кВт, то

k_рр = 1, при n_э > 10                          (8)

k_рр = 1,1, при nэ ≤ 10

Если Р_ср ≥ 200 кВт, то k_рр = 1

Полная расчетная нагрузка группы трехфазных электроприемников определяется выражением:

S_p =  (9)

Расчетный ток:

I_р = , (10)

где U_н - номинальное напряжение сети, U_н = 380 кВ.

Значения соsφ, tgφ и k_иа определяются из справочных данных [1].

Значения величин n, Р_ном,  и  в итоговой строке таблицы 1 определяются суммированием величин каждой нагрузки:

;

Суммарный коэффициент использования по активной мощности и tgφ определяются по соответствующим формулам:

k_иаΣ = ;

tgφ_Σ =

В результате произведенных расчетов по формулам (1) - (10) полученные данные сводим в таблицы 1.1-1.5.

В конце таблиц был произведен расчет электрических нагрузок по цеху.

Таблица 1.1

Таблица 1.2

Таблица 1.3

Таблица 1.4

Таблица 1.5

Таблица 1.6 - Освещение

1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.

По справочникам находятся коэффициенты k_иа и соsφ. Для каждого цеха вычисляются средние активная Р_ср и реактивная Q_ср нагрузки. Затем с использованием значений n_э и k_иа по таблицам находится коэффициент максимума k_ра, и определяются расчетные активная Р_р и реактивная Q_р нагрузки.

Расчетная осветительная нагрузка Р_р.осв цеха вычисляется по выражению (11) с учетом площади производственной поверхности пола F_ц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельной осветительной нагрузки Р_уд.осв и коэффициента спроса на освещение К_с.осв.

Р_р.осв = К_с.осв∙ Р_уд.осв ∙ F_ц (11)

После суммирования нагрузок Р_р и Р_р.осв с учетом нагрузки Q_р вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха S_р.

После нахождения нагрузок всех цехов, рассчитывается строка «Итого по 0,4 кВ», в которой суммируются по колонкам номинальные активные мощности Р_н, средние активные Р_ср и реактивные Q_ср нагрузки и расчетные осветительные нагрузки Р_р.осв.

Далее вычисляются коэффициенты k_иа, tgφ и соsφ по формулам (12), (13), (14). Приведенное число электроприемников по (4) или (5) и находится коэффициент максимума k_ра для электроприемников напряжением до 1000 В.

k_иа =  (12)

tgφ =  (13)

соsφ = аrctg φ (14)

Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как и низковольтных. В результате вычислений записывается строка «Итого на 10 кВ». Таблицу заканчивает строка «Итого по предприятию», в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным ЭП: номинальная активная мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, полная расчетная нагрузка, а также среднее для всего предприятия значения коэффициентов.

Произведен расчет электрических нагрузок по предприятию, полученные данные сведены в таблицу 1.2.1.

Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных трансформаторах для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию в целом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются при выборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схемы внешнего электроснабжения.

1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружностей, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы, площади которых пропорциональны активным нагрузкам электроприемников с напряжением до 1 кВ, электроприемников с напряжением свыше 1 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:

R_i =  (15)

где Р_рi, Р_рнi, Р_рвi, Р_роi - расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников до 1 кВ, электроприемников свыше 1 кВ, электрического освещения, кВт;

m - масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт∙м².

m =,

где Р_{min p} - минимальная расчетная активная мощность одного цеха;

R_min - минимальный радиус, R_min = 5 мм.

Углы секторов для каждого цеха определяются по формулам:

; ;  (16)

Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по выражениям:

х_о =  (17)

у_о =  (18)

где х_i, у_i - координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

Главную понизительную подстанцию следует расположить в центре электрических нагрузок. Но так как это невозможно, мы смещаем ГПП в сторону источникам питания - подстанции энергосистемы. Расчет был произведен по формулам (15) - (18) и сведен в таблицу 1.3.1.

Таблица 1.3.1 - Расчет картограммы электрических нагрузок

В данном месте наиболее целесообразно установить ГПП, но т.к. место между цехами не имеется, то ГПП (60-70 м.) не возможно разместить её в данном месте. Ввиду всего вышесказанного ГПП следует перенести в место с координатами Х = 80, Y= 120, то есть в сторону питания.

2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия

При выборе числа, типа и мощности трансформаторов учитываются следующие факторы: категорийность электроприёмников, питающихся от этих трансформаторов, условия охлаждения, удельную плотность нагрузки, размеры цеха, расчетные мощности и т.д. При выборе трансформаторов рассматриваются мощности ближайших цехов для взаимного объединения их питания от одной подстанции. В этом случае экономическим обоснованием выгодности объединения будет следующее:

S_P^.L < 15000кВА

Где S_P - полная расчетная нагрузка цеха.

L - расстояние от ТП до РПН

Таблица 2.1 - Экономическое обоснование

При выборе трансформаторов необходимо учесть: часть реактивной мощности возможно компенсировать на стороне низшего напряжения и применить трансформатор меньшего габарита. При этом величина пропускаемой трансформатором реактивной мощности составит:

Q_1Pi=

Где: n_i - число трансформаторов цеховой ТП.

К_ЗДОПi - допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.

S_Нтi - номинальная мощность трансформаторов в ТП.

Р_рi - расчетная активная нагрузка на ТП.

На предприятии наличествуют потребители I, II и III категории, принимаем цеховые ТП двухтрансформаторные (I и II катег., для которых К_ЗДОП= 0,7 и 0,9 соответственно при наличии централизованного (складского) резерва тр-ов) и однотрансформаторные (III катег., Кзд=0,95) [1, стр. 26]. Выбор экономически целесообразной мощности трансформатора осуществляется по удельной плотности нагрузки цеха:

s=

Таблица 2.2 - Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и σ

Значения S_Э.Т в зависимости от s представлены в [1, табл. 4.3.]. Коэффициенты загрузки выбранных трансформаторов в нормальном и послеаварийном режиме будут определяться:

К_З.Н= К_З.П=

SPT=

где SPTi - полная расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор ТП,

М - число двухтрасформаторных подстанций,

Q₁ реактивная нагрузка трансформаторов.

Q_1i= Q_1Pi, если Q_1Pi < Q_Pi

Q_Pi, если Q_1Pi ³ Q_Pi,

где Q_Pi - расчетная реактивная нагрузка на ТП.

Поскольку трансформаторы цеховых ТП расположены в цехах, и никаких ограничений к установке масляных трансформаторов не имеется, то принимаем к установке трансформаторы типа ТМЗ. которые входят в состав КТП. В связи с тем, что трансформаторное масло является горючим веществом, накладываются следующие ограничения:

·   при открытой установке внутрицеховой ТП суммарная мощность трансформаторов не должна превышать 3,2 МВА

·   в одном помещении внутрицеховой ТП рекомендуется устанавливать одну КТП (допускается не более 3-х КТП) с суммарной мощностью не более 6,5 МВА.

·   установка ТП с масляными трансформаторами выше второго этажа не допускается.

При выборе ТП следует стремиться к применению не более чем 3-х типогабаритов трансформаторов.

Приведем подробный расчет по выбору трансформаторов ремонтно-механического цеха. Для остальных цехов результаты расчетов сведены в таблицу 2.3.

Расчетная нагрузка ремонтно-механического цеха:

Категория электроснабжения - II

Р_Р=468,8 кВт                          Q_P=358,9 кВАр             S_P=590,4 кВА

Площадь цеха F_Ц=3010 м², следовательно:

s= кВт/м²

Принимаем S_Э.Т=400 кВА.

Число трансформаторов в цехе:

N^э_{т min}===2

N_т.опт = N^э_{т min}+Δm = 2+0 = 2

К_З.ДОП=0.7, т.к. цех относится ко второй категории электроснабжения

Реактивная мощность, пропускаемая трансформаторами:

Q_1Pi===306,311 кВАр

Необходимо компенсировать реактивную мощность с помощью низковольтных конденсаторных батарей

Q_К=358,9-306,311= 52,59 кВАр

Коэффициенты загрузки:

Нормальный режим:

К_З.Н===0,699

Послеаварийный режим:

(послеаварийным режимом считаем выход из строя одного трансформатора)

К_З.П==1,39 < 1,4

По справочнику для трансформатора ТМЗ -400/10:

Р_ХХ=0,92 кВт                 Р_КЗ =5,5 кВт                   I_ХХ=3,5%              U_КЗ =4,5%

Потери в трансформаторах:

DР_Т=Р_ХХ + К_З.НОМ²Р_КЗ = 0,92+0.69 ²*5,5=3,615*2= 7,23 кВт

DQ_Т===22,795*2=45,589 кВАр

Мощность потребляемая подстанцией:

Р_ТП=Р_Р + DР=468,8+ 7,23 = 476,03 кВт

Q_ТП=Q₁ + DQ=358,9 + 45,589 = 404,489 кВАр

S_ТП===624,673 кВА

3. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от главной понизительной подстанции до этих источников, возможность сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.

Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого, прежде всего, следует найти величину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:

U_р.рац = 4,34∙ (27)

где l - длина питающей линии главной понизительной подстанции, км;

Р_р.n - расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения, кВт.

Расчетная активная нагрузка предприятия:

Р_р.n = (Р_р.н + Р_р.В + ∆Р_mΣ) + Р_р.о (28)

где Р_р.н, Р_р.В-расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;

∆Р_mΣ - суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;

Р_р.о - расчетная активная освещения цехов и территории, кВт.

Р_р.n = (11371+2016+156,5)+576,8 =14120,3 кВт

Подставив все найденные данные в формулу (27) найдем рациональное напряжение:

U_р.рац = 4,34∙

Для сравнения заданы два варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия. необходимая для выбора трансформаторов ГПП:

S_р =  (29)

где Q_эс1 - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы (tgφ₃₅ = 0,4; tgφ₁₁₀ = 0,5);

Q_эс1 = Р_р.n∙ tgφ (30)

где ∆Q_гпп - потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВАр.

∆Q_гпп = 0,07∙

Рассчитаем нагрузку на сборных шинах 10 кВ ГПП:

где m - число узлов, питающихся от шин ГПП

N - кол-во высоковольтных приемников

По таблице определяем коэффициент одновремённости максимумов нагрузки:

К_ом=0,9 (при К_{иапред.}=0,55 n_э=19)

На пятом уровне СЭС:

 кВт

Для 110 кВ:

Q_эс1 = 12710,43∙0,5 =6355,215 кВАр

∆Q_гпп = 0,07∙ кВАр

S_р =  кВА.

На ГПП устанавливается два трансформатора, что обеспечивает необходимую надежность питания при простой схеме и конструкции понизительной подстанции.

Номинальная мощность каждого трансформатора определяется из соотношения:

S_Т =  и S_Н.Т ³ S_T

где: n = 2 - число трансформаторов ГПП.

К_З.Н = 0,7 - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме (определяется из условия резервирования).

S_Т =  кВА.

Таким образом, к установке на ГПП принимаем два трансформатора

ТДНС - 10000/110 с К_З.Н = 0,58 и К_З.П =1,153.

Для 35 кВ:

Q_эс1 = 12710,43∙0,4=5084,172 кВАр

∆Q_гпп = 0,07∙ кВАр

S_р =  кВА.

S_Т =  кВА

К установке на ГПП принимаем два трансформатора ТДНС - 10000/35 с К_З.Н = 0,668 и К_З.П = 1,34

Варианты схем электроснабжения предприятия на напряжение 35 и 110 кВ представлены на рисунках 3.1 и 3.2 соответственно.

Таблица 3.1 - Сравнение вариантов целесообразного напряжения

Рисунок 1. Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 35 кВ

Рисунок 2. Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 110 кВ

4. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

.1 Вариант 35 кВ

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДНС-10000/35: Р_хх = 12 кВт, Р_кз = 60 кВт, I_хх = 0,75%, U_к=8%.

Потери мощности в трансформаторах находим по формулам:

DР_Т=Р_ХХ + К_З.НОМ²Р_КЗ

DQ_Т=                              (32)

∆Р_т = 2∙(12+0,668²∙60) = 77,55 кВт

∆Q_т =

Потери электрической энергии в трансформаторах:

∆А_т = N∙(∆Р_хх ∙ Т_г + ∙∆Р_кз∙τ) (33)

где Т_г = 8760 часов - годовое число часов работы предприятия;

τ - годовое число часов максимальных потерь, определяется из соотношения:

τ = (0,124 + = (0,124 +

где Т_м - годовое число использования 30 минутного максимума активной нагрузки Т_м = 3560 часов (Л1. Таблица 2.3).

∆А_т = 2∙(12 ∙8760 + 0,668 ²∙60∙2018,3) = 372,03∙10³ кВт∙ч

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:

S_р.л =                                      (34)

S_р.л = МВА       

Расчетный ток одной цепи линии:

I_р.л =    (35)

I_р.л =

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):

I_п.а = 2∙I_р.л                                                                                       (36)

I_п.а = 2∙116,65 = 233,3 А

Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока

j_э=1,1 А/мм²:

F_э =                                                       (37)

F_э =

Выбираем провод АС-185/128, I_доп=515А, r₀=0,169 Ом/км, х₀=0,0596 Ом/км.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 515 > 246,63 А

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:

                                                (38)

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.

Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.1.1. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы

S_к = 1089,46 MBA.

Принимаем базисную мощность S_б = 1000 MBА, и базисное напряжение U_б = 37 кВ.

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:

Х_СΣ =                                                    (39)

Х_СΣ =

Сопротивление воздушной линии 35 кВ в относительных единицах:

Х_л =                                              (40)

Х_л =  о.е.

I_{раб.утяж} =                                               (41)

I_{раб.утяж} =

а)                                             б)

Рисунок 4.1.1- Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания

Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X₁ = X_СΣ = 0,918 о.е.).

Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):

I_к1 = I_nt = I_n0 =                                    (42)

I_к1 =

Ударный ток короткого замыкания:

I_у =                                            (43)

где К_у =1,72 - ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)

I_у =

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе в главную понизительную подстанцию.

τ =                                                           (44)

t_c.в- собственное время отключения (с приводом) выключателя.

τ = 0,01 + 0,04 = 0,0516

Апериодическая составляющая:

I_a.t =                                        (45)

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Т_а = 0,05 с.

I_a.t =

К установке на стороне 35 кВ принимаем выключатель элегазовый

ВГБЭ-35Б - 12,5/630УХЛ1 и разъединитель РДЗ.1-35/630У1, РДЗ.2-35/630У1.

В_к = I_по² (t₀ + T_a)                                                    (46)

В_к = 17² (0,05 + 0,05) = 28,9 кА² ∙ с

Определим ток короткого замыкания в точке К-2:

Х₂ =                                               (47)

Х₂ =                   I_к2 =

I_у =

I_at =

В_к = I_по² (t₀ + T_a)

В_к = 13,7² ∙ (0,05 + 0,05) = 18,769 кА² ∙ с

Согласно завода изготовителя апериодическая составляющая в отключаемом токе для времени τ равна

i_аном = √2∙(1+β_н/100)∙I_{откл.ном.} = √2∙(1+32/100)∙12,5 = 23,3 кА

где β_н - содержание апериодической составляющей = 32%

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Оборудование 35 кВ

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-35У1.

4.2 Вариант 110 Кв

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-10000/110: Р_хх=14 кВт, Р_кз=58 кВт, I_xx=0,9%, U_к=10,5%. Потери мощности в трансформаторах находим по формулам (32):

∆Р_m = 2 ∙ (14+ 0,58² ∙58) = 67,02 кВт

∆Q_m =

Потери электрической энергии в трансформаторах находим по формуле (33):

∆А_т = 2 ∙ (14 ∙ 8760 + 0,58 ² ∙ 58 ∙2018,3) = 324,04 ∙ 10³ кВт ∙ ч

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии рассчитывается по формуле (34):

S_р.л =  кBA

Расчетный ток одной цепи линии определим по формуле (35):

I_р.л =

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи) рассчитаем по формуле (36):

I_п.а = 2 ∙ 38,7 = 77,4 А

(j_э=1,1 А/мм2) по формуле (37):

F_э =

Минимально допустимое сечение провода по короне для 110 кВ равно 70 мм. Выбираю провод АС-95/16, I_доп=330А, r₀=0,329 Ом/км, х₀=0,0602 Ом/км.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 330 > 77,4 А

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год определим по формуле (38):

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.

Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4. Определяем параметры схемы замещения. Нам известна мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы

S_к=3784,5 МВА. Принимаем базисную мощность S_б =1000 МВА, и базисное напряжение U_б=115 кВ.

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах определим по формуле (39):

Х_СΣ =

Сопротивление воздушной линии 110 кВ в относительных единицах определяем по формуле (40):

Х_л =  I_{раб.утяж} =

Рисунок 4.2.1- Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания

Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X₁ = Х_СΣ = 0,264 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания) определим по формуле (42):

I_к1 =

Ударный ток короткого замыкания определим по формуле (43):

I_у =

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

Устанавливаем элегазовый выключатель типа: ВГБ-110I-40/2000У1.

Апериодическая составляющая: i_a.τ =

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Т_а = 0,02 с.

τ =

где t_c.з = 0,01 - время срабатывания защиты;

t_c.в =0,03 - собственное время отключения выключателя.

τ = 0,01 + 0,03= 0,04 с.

i_a.τ =  = 13.34 кА

Тепловой импульс:

В_к = I_по² (t₀ + T_a)

t₀ = tрз +tов = 0,5 +0,055 = 0,555 с

где tрз - время срабатывания релейной защиты (МТЗ)

tов - полное время отключения выключателя

В_к = 19² (0,555 +0,02) = 207.575 кА² с

Определим ток короткого замыкания в точке К-2:

Х₂ =

Х₂ = 0,264+0,023=0,287 о.е.

I_к2 =

i_у =

i_aτ =

В_к = 17.5²(0,555 +0,05) = 185.28 кА² с

Согласно завода изготовителя апериодическая составляющая в отключаемом токе для времени τ равна

i_аном = √2∙(β_н/100)∙I_{откл.ном.} = √2∙(36/100)∙40 =20,4 кА

где β_н - содержание апериодической составляющей = 36%

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.2.1.

Таблица 4.2.1 - Оборудование 110 кВ

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-110У1, в нейтраль силового трансформатора включаем 2×ОПН-110У1, ЗОН-110У-IУ1 (I_н = 400 А, t_тер = 119,07 кА²с).

4.3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

З =                           (59)

Е_i = Е_н + Е_аi + Е_mрi (60)

где Е_i - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Е_н = 0,12, отчислений на амортизацию Е_аi и расходов на текущий ремонт. Отчисления на амортизацию, обслуживание, текущий ремонт принимаются по [Л12];

К_i - сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников. Стоимости отдельных элементов схемы электроснабжения определяются по [Л12];

С_э - стоимость годовых потерь электроэнергии.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу: С_э = (∆А_т + ∆А_л)∙С₀ (48)

С₀ = δ (49)

где С₀ - удельная стоимость потерь электроэнергии;

α - основная ставка тарифа;

β - стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии;

Для 35 кВ: α = 225,51 ∙ 12 = 2706,12 руб./кВт год; β= 1,261 руб./кВ∙ч;

Для 110 кВ: α = 218,58 ∙ 12 = 2622,96 руб./кВт год; β= 1,153 руб./кВ∙ч;

К_м = ∆Р_э/∆Р_м = 0,86 - отношение потерь активной мощности предприятия ∆ Р_э в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Р_м активной мощности предприятия.

∆ - поправочный коэффициент коэффициент δ = 1,04 для 110 кВ;

δ = 1,03 для 35 кВ.

С_э110 = (324,04+29,8)∙10³∙2,361=835416,24

С_э35 = (372,03 + 139,2)∙10³∙2,487=1271429,01

Результаты сравнения вариантов 35 и 110 кВ сведены в таблицу 4.2.2.

Таблица 4.2.2 - Экономические показатели варианта 35; 110 кВ

Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 4.2.3.

Таблица 4.2.3 - Сравнение экономических показателей

В результате расчетов видим, что приведенные затраты по варианту 35 кВ превышают приведенные затраты по варианту 110 кВ в 1,05 раза. В качестве напряжения внешнего электроснабжения, мы принимаем напряжение равное 110 кВ (рисунок 3.2).

Примечание. Расчет стоимости воздушных линий на ЖБ опорах (двухцепных) произведён по справочным материалам для курсового и дипломного проектирования Б.Н. Неклепаева, И.П. Крючкова в ценах 1984 г., по справочнику ЧелСцена часть II «Стоимость работ, услуг и объектов строительства» 2007 г. через индекс к ценам 1984 г. (инд.=76,51).

5. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий

.1 Выбор величины напряжения

Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

В данном курсовом проекте согласно: «Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН 174-75», так как отсутствует нагрузка 6 кВ, принимаем напряжение внутреннего электроснабжения предприятия на напряжение 10 кВ.

5.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия

Схемы распределения электроэнергии на первой ступени от главной понизительной подстанции до распределительных пунктов на напряжение 10 кВ применяем магистральные при последовательном линейном расположении подстанций, для группы технологически связанных цехов, число присоединенных подстанций две, три и радиальные при нагрузках, располагаемых в разных направлениях от источника питания. При этом одноступенчатыми радиальными схемами в основном нужно выполнять при питании больших сосредоточенных нагрузок.

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагрузок, их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических, транспортных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.

По территории предприятия прокладку кабелей производим в проходном тоннеле типа ТЛ150х210, что обусловлено удобством эксплуатации и контроля питающих кабелей. Также выбираем прокладку кабелей в траншее, как очень простой и экономически выгодный способ, применяемый при прокладке до шести кабелей. С учетом отсутствия растягивающих усилий в грунте и средней коррозионной активности для прокладки используем кабель марки ААШв.

5.4 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 10 кВ. определяем по экономической плотности тока и проверяются по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий по его прокладке, по току перегрузки, потери напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания. Все результаты расчетов приведены в таблице 5.4.1.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

I_р.к = , (50)

где S_р.к − мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВА.

Например, при питании двухтрансформаторной подстанции − расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор. Для магистральной линии мощность S_р.к должна определяться для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформаторов, питающихся по данному участку магистральной линии.

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

F_э =  (51)

где j_э - экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности максимальной нагрузки [Л6]. j_э = 1,4 А/мм2

По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному.

Допустимый ток кабеля с учетом условий его прокладки:

> (52)

где К_п - поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [Л2];

K_t - поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [Л2];

N_к - число параллельно прокладываемых кабелей.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

> (53)

где К_АВ - коэффициент перегрузки [Л2].

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

 (54)

где Р_р, Q_p - расчетная активная и реактивная нагрузки.

x_о, r_о - удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км [Л5].

6. Расчет токов короткого замыкания

Мощность короткого замыкания в месте присоединения линии, питающей главную понизительную подстанцию значительно больше мощности потребляемой предприятием, поэтому допускается принимать периодическую составляющую тока к.з. от энергосистемы неизменной во времени:

I_к = I_n.o = I_n.t.

Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек короткого замыкания, расчетные точки и токи между ними. Схема приведена на рисунке 6.1.

Расчет ведется для наиболее тяжелого воздействия токов к.з., в режиме, когда один из трансформаторов главной понизительной подстанции отключен для проведения профилактических работ (аварии) и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10 кВ, то есть все электроприемники питаются от одного трансформатора.

Рисунок 6.1- Электрическая схема для расчета токов к.з

Для выбора электрооборудования СЭС предприятия производим расчет токов к.з. в следующих точках:

К-1 и К-2 - в схеме внешнего электроснабжения;

К-3 - в распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;

К-4 - в электрической сети напряжением 0,4 кВ.

Расчет токов к.з. в точках К-1 и К-2 проводился в разделе «Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия».

Расчет токов к.з. в точке К-3. Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:

Х_т = Х₃ =  о.е. (55)

Сопротивление кабельных линий находим по формуле:

Х_л =  (56)

Х_л4 =  о.е.

Х_л5 =  о.е.

Х_л6=  о.е.

Х_л7 = о.е.

Сопротивление СД определяется по формуле:

Х_сд =  (57)

Х_СД1-СД4=  о.е.

Х₄= Х_л4+ Х_СД4=0,449 +226,98=227,429 о.е.

Х₅= Х_л5+ Х_СД2=0,467 +226,98=227,447 о.е.

Х₆= Х_л6+ Х_СД3=0,485 +226,98=227,465 о.е.

Х₇= Х_л7+ Х_СД4=0,503 +226,98=227,483 о.е.

Преобразуем схему:

Рисунок 6.2 - Схема для расчета токов к.з.

Х₈=

Х₉=

После преобразования получили эквивалентную схему замещения:

Х₁₀=0,264+0,287 +10,5=11,051

Рисунок 6.3- Эквивалентная схема замещения

Базисный ток в точке К-3:

.   (58)

кА.

Ток короткого замыкания в точке К-3 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания) определим как:

.                   (59)

кА.

.         (60)

кА.

.       (61)

кА.

Определим ударный ток и наибольшее действующее значение тока к.з. в точке К-3:

.        (62)

где К_у3 = 1,92 - ударный коэффициент (Барыбин, таблица 2.45).

кА.

Вычислим сечение кабелей по условию термической стойкости:

– тепловой импульс для ТП (t_рз = 0,5 сек, Т_а = 0,12 сек):

кА²∙с.

– сечение кабеля для ТП:

, (63)

где С - тепловая функция при номинальных условиях (Л2, таблица 2.72)

.

В результате, для кабельных линий, питающих ТП: F_min = 53 мм.

Определим сечение кабеля для СД по условию термической стойкости к токам КЗ

 кА^2.с

 мм²

Расчет тока короткого замыкания в точке К-4 (на СШ РПН).

В сети с напряжением до 1000 В необходимо учитывать и активные сопротивления.

Полное сопротивление трансформаторов цеховой ТП1 ТМЗ-400

Zт₁=  (64)

Активное сопротивление тр-ра

r_т1=  (65)

Индуктивное сопротивление тр-ра

Х_т1=  (66)

В распред. устройствах цеховых ТП переходное сопротивление контактов принимаем равным 0,015 Ом. Это сопротивление в относительных единицах.

r₂=r_kr*=  (67)

Суммарное активное сопротивление

r_ع=r₁+r₂= 34,375+93,75=128,125 (68)

Суммарное индуктивное сопротивление

х_ع=õ^*_л+х_Т1+х₁₀= 74,06+107,12+11,051=192,231 (69)

х^*_л=

Полное сопротивление

Z₄=  (70)

Мощность КЗ в точке К-4

S_кз4=  (71)

Ток КЗ при базисном напряжении 0,4кВ находим по формуле:

I_к4=I_п,о=I_пt= кА (72)

Ударный ток КЗ

i_уд4=  кА (73)

К_у=1.6 (таб. 2.45 Барыбин)

Все результаты расчетов приведены в таблице 6.1.