Электроснабжение завода стальной арматуры

0

Электроэнергетический факультет

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

 

 

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

 

Электроснабжение завода стальной арматуры

 

Пояснительная записка

 

ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

 

 

1. Краткая характеристика предприятия

  1. Выбор источника питания и величины применяемых напряжений
  2. Определение электрических нагрузок
  3. Выбор месторасположения ГПП, ТП. Картограмма нагрузок
  4. Выбор числа и мощности трансформаторов
  5. Выбор схемы и конструктивного исполнения распределительной сети
  6. Расчет компенсации реактивной мощности
  7. Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения предприятия
  8. Расчет токов короткого замыкания и определение теплового импульса
  9. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений
  10. Выбор и проверка оборудования и токоведущих частей ГПП
  11. Релейная защита
  12. Безопасность труда
  13. Внедрение частотно-регулируемого привода. Спецвопрос

Заключение

 

Аннотация

 

 

Пояснительная записка содержит 131 страницу, в том числе 19 рисунков, 51 таблицу. Графическая часть выполнена на 6 листах формата А1.

В данном проекте произведен расчет электроснабжения завода стальной арматуры. Подробно рассмотрены следующие разделы: выбор источника питания и величины применяемых напряжений, расчет электри­ческих нагрузок, выбор схемы распределительных сетей, выбор мощности трансформаторов, расчет компенсации реактивной мощности, расчет токов короткого замыкания, выбор главной схемы электрических соединений и конструктивного исполнения ГПП, выбор основной электрической аппаратуры, шин и проводов воздушных и кабельных ЛЭП, расчет заземления и молниезащиты ГПП.

Раздел экономики включает технико-экономическое сравнение вариантов сети 10 кВ, оценку эффективности инвестиционных проектов схем электроснабжения. 

В разделе релейной защиты произведен расчет защиты цеховых трансформаторов автоматическими выключателями и плавкими предохранителями, двухступенчатой защиты кабельной линии, защиты силового трансформатора ГПП.

Отдельно рассмотрен специальная часть вопроса внедрения частотно-регулируемого привода в насосной станции.

Раскрыты вопросы по безопасности труда на заводе.

Проектом предусмотрено применение нового оборудования, кабелей с оболочкой из сшитого полиэтилена, вакуумных выключателей, микропроцессорной релейной защиты, что позволило достичь высокой степени надежности, автоматизации, безопасности.

Во время выполнения дипломного проекта принимаем технические решения, опирающиеся на существующие материалы, ГОСТы и исследования в области промышленных предприятий.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Д

 

 

Содержание

 

 

Введение 

8

1 Краткая характеристика предприятия

10

1.1 Особенности технологического процесса предприятия

10

1.2 Характеристика производственных помещений и цехов

11

2 Выбор источника питания и величины применяемых напряжений

12

2.1 Выбор напряжения питающей и распределительной сети

12

2.2 Выбор напряжения для силовой и осветительной сети

12

3 Определение электрических нагрузок

13

3.1 Расчет  электрических нагрузок РМЦ методом коэффициента расчетной нагрузки

 

13

3.2 Расчет электрических нагрузок и освещения по заводу

17

4 Выбор места расположения ГПП, ТП. Картограмма нагрузок

22

5 Выбор числа и мощности трансформаторов

25

5.1 Построение годового графика нагрузки по продолжительности и определение числа часов использования максимума нагрузки

 

25

5.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП

27

5.3 Выбор числа и мощности трансформаторов ЦТП

28

5.4 Расчет потерь в трансформаторах ЦТП

30

6 Выбор схемы и конструктивного исполнения распределительной сети

31

7 Расчет компенсации реактивной мощности

36

7.1 Проверка трансформаторов ГПП и ЦТП на пропускную способность

36

7.2 Анализ баланса реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой

 

37

7.3 Проверка трансформаторов ГПП и ЦТП на перегрузочную способность

38

7.3.1 Проверка трансформаторов ГПП на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

 

38

7.3.2  Проверка трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

 

39

8 Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

41

8.1 Расчет капитальных затрат на кабельные линии

41

8.2 Расчет капитальных затрат на строительство подстанций и РУ

42

8.3 Определение капитальных вложений с учетом фактора времени

44

8.4 Определение ежегодных эксплуатационных расходов

45

8.4.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии

46

8.4.2 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала

47

8.4.3 Фонд оплаты труда служащих

49

8.4.4 Отчисления на социальные нужды

50

8.4.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев

50

8.4.6 Амортизационные отчисления на восстановление основных фондов

50

8.4.7 Годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения

51

 

8.4.8 Годовые затраты на ремонт строительной части

51

8.4.9 Затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков

51

8.4.10 Общесетевые расходы

52

8.4.11 Прочие расходы

52

8.4.12 Платежи по обязательному страхованию имущества

52

8.4.13 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

 

52

8.5 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

53

8.6 Годовые приведенные затраты

54

8.7 Экономическая оценка инвестиционного проекта

54

9 Расчет токов короткого замыкания и определение теплового импульса

60

10 Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений

71

11 Выбор и проверка оборудования и токоведущих частей на ГПП

73

11.1 Открытое распределительное устройство 110 кВ

73

11.1.1 Выбор и проверка питающей линии

73

11.1.2 Выбор и проверка изоляторов

75

11.1.3 Выбор ограничителей перенапряжения

76

11.1.4 Выбор высокочастотных заградителей

77

11.1.5 Выбор и проверка разъединителей

77

11.1.6 Выбор и проверка выключателей

77

11.1.7 Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи выключателя

78

11.1.8 Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи силового трансформатора

 

78

11.1.9 Выбор аппаратов в нейтрали трансформаторов

78

11.2 Закрытое распределительное устройство 10 кВ

79

11.2.1 Выбор типа и конструкции РУ низкого напряжения

79

11.2.2 Выбор и проверка шинного моста

80

11.2.3 Выбор и проверка сборных шин

82

11.2.4 Выбор и проверка изоляторов

83

11.2.5 Выбор и проверка выключателей

84

11.2.6 Выбор и проверка трансформаторов тока

85

11.2.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

88

11.2.8 Выбор и проверка предохранителей для защиты трансформаторов напряжения

 

90

11.2.9 Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд

90

11.2.10 Выбор и проверка предохранителей для защиты трансформаторов собственных нужд

 

91

11.2.11 Проверка кабельных линий на термическую стойкость

91

11.2.12 Выбор оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

92

12 Релейная защита

94

12.1 Расчет защитных характеристик автоматов подстанции ТП-1

94

12.1.1 Расчет защитных характеристик секционного автомата QF2

94

12.1.2 Расчет защитных характеристик вводного автомата QF1

95

12.2 Выбор плавких вставок предохранителей ТП-1

96

12.3 Расчет защит питающей линии ГПП-ТП1

97

12.3.1 Расчет двухступенчатой защиты от коротких замыканий

97

12.3.2 Расчет защиты от однофазных замыканий на землю

99

12.4 Расчет защит трансформатора ГПП 

100

12.4.1 Расчет дифференциальной защиты

100

12.4.2 Газовая защита трансформатора ГПП

103

13  Безопасность труда

104

13.1 Анализ опасных и вредных факторов на заводе и обеспечение безопасных условий труда

 

104

13.1.1  Защитные меры в электроустановках

106

13.1.2 Мероприятия, обеспечивающие электробезопасность работ на заводе

107

13.1.3 Электрозащитные средства и предохранительные приспособления РУ

108

13.2  Расчет заземления и молниезащиты ГПП

109

13.2.1 Расчет заземления ГПП

109

13.2.2 Расчет молниезащиты ГПП

112

13.3 Возможные чрезвычайные ситуации

114

13.3.1 Молниезащита мазутохранилища

118

13.3.2 Мероприятия по ликвидации чрезвычайной ситуации

121

14 Внедрение частотно-регулируемого привода

122

14.1 Достоинства и недостатки ЧРП

123

14.2 Конструкция ЧРП

124

14.3 Экономическая эффективность внедрения ЧРП

126

Заключение

129

Список использованных источников

130

 

 

 

Введение

 

Система электроснабжения промышленного предприятия (ЭПП) - часть энергосистемы и в энергетическом плане более простая (более низкие напряжения, меньшая мощность и протяженность линий, отсутствие замкнутых контуров и др.) и более сложная в плане использования и преобразования электроэнергии в технологических целях промышленного производства.

Энергосистема как жизнеобеспечивающая отрасль промышленного предприятия обладает рядом особенностей, выделяющих ее из других отраслей промышленности.

Первая особенность энергосистемы - производство электроэнергии, ее транспортировка, распределение и потребление осуществляются практически в один и тот же момент времени, т.е. имеется баланс по активной и реактивной мощностям.

Вторая особенность - это относительная быстрота протекания переходных процессов в ней. Волновые процессы совершаются в тысячные доли секунды. Это процессы, связанные с короткими замыканиями, включениями и отключениями, изменениями нагрузки, нарушениями устойчивости в системе.

Третья особенность - обеспечение электроэнергией всех отраслей народного хозяйства, отличающихся технологией производства, способами преобразования электроэнергии в другие виды энергии, многообразием электроприемников.

Особенности энергосистемы обуславливают особые технические и экономические требования к системе ЭПП:

  1. Первая особенность энергосистемы применима на всех уровнях системы ЭПП.
  2. Быстрота протекания переходных процессов требует обязательного применения в системе ЭПП специальных автоматических устройств, основное назначение которых - обеспечение функционирования системы ЭПП, заключающееся в передаче электроэнергии от ИП к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества.
  3. Технологические особенности промышленных предприятий различных отраслей промышленности обусловливают различия в применении проектных решений по системе ЭПП.
  4. Современные промышленные предприятия, особенно машиностроительные, характеризуются динамичностью технологического процесса, связанной с непрерывным введением новых методов обработки, нового оборудования, переналадкой производства в связи с непрерывным изменением и усовершенствованием выпускаемой продукции. Это предъявляет требования к системе ЭПП - высокая ее гибкость.
  5. Особенностью системы ЭПП является и то, что электроэнергия на предприятии рассматривается как одна из компонентов производственного процесса, наряду с сырьем, материалами, трудозатратами, и входит в себестоимость выпускаемой продукции. При этом доля энергозатрат в себестоимости продукции зависит от отрасли промышленности: в машиностроении на их долю приходятся 2-3% себестоимости продукции, в энергоемких производствах (электролиз, электрометаллургия и др.) - 20-35%. В то же время перерывы в электроснабжении могут привести к значительному ущербу и даже человеческим жертвам. Стоимость электрической части предприятия составляет до 7% от суммы капитальных вложений в предприятие. Оптимизация затрат на электрическую часть предприятия на стадии проектирования приводит к их уменьшению на доли процентов, в абсолютном же измерении речь идет об экономии значительных средств.

Кроме того, рационально выполненная современная система ЭПП должна удовлетворять следующие требования, а именно:

- обеспечение безопасности работ как для электротехнического персонала, так и для не электротехнического;

- надежность электроснабжения, т.е. обеспечение бесперебойного электроснабжения в соответствии категорией приемников;

- обеспечение качества электроэнергии у приемников;

- экономичность;

- возможность частых перестроек технологии производства и развития предприятия (гибкость);

- отсутствие вредного влияния на окружающую среду.

Данные требования зависят от потребляемой мощности промышленным предприятием, характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий и других факторов.

Эти требования обеспечиваются в процессе проектировании и эксплуатации системы электроснабжения промышленного предприятия.

Задачей дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения завода стальной арматуры, выбор электрооборудования и материалов для ее формирования, выбор главной понизительной подстанции (ГПП), расчет релейной защиты и автоматики (РЗА), расчет экономической эффективности инвестиционного проекта системы электроснабжения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Краткая характеристика предприятия

 

Завод стальной арматуры является одним из основных производителей стальной трубопроводной арматуры в России и СНГ, а по некоторым видам продукции единственным в России.

Профилирующая продукция завода:

  • Переключающие устройства предохранительных клапанов
  • Задвижки клиновые (ЗКЛ2)
  • Клапаны предохранительные пружинные
  • Клапаны с сильфоном (сильфонные клапаны)
  • Блок переключающих устройств
  • Задвижка клиновая электроприводная (ЗКЛП)
  • Клапаны обратные поворотные (КОП)
  • Фланцы, крепежные детали и прокладки для присоединения к трубопроводам.

Основными исходными материалами являются углеродистая, низколегированная и коррозионностойкая марки стали с диаметром условного прохода от 25 до 200 мм и номинальным давлением от 16 до 160 кг/см2, отвечающая всем современным требованиям надежности, безопасности и экологии.

 

1.1 Особенности технологического процесса предприятия

 

Производство промарматуры осуществляется по полному технологическому циклу - от заготовок до сборки, испытаний и контроля качества готового изделия. К числу основных производственных цехов относятся:

-Сталелитейный цех;

- Обрубочный цех;

- Механосборочный цех:

-Скрапоразделочный цех.

А к вспомогательным:

-Блок вспомогательных цехов;

-Ремонтно-механический цех.

Производственный процесс всех выпускаемых изделий включает в себя следующее:

1 - Получение отливок полых деталей

2 - Получение штамповок деталей

3 - Механообработка всех деталей входящих в комплект изделий

4 - Сборочные операции

5 - Нанесение лакокрасочных покрытий

6 - Хранение готовой продукции на складах до отправки потребителю

7 – Транспортировка

Получение отливок полых деталей и штамповок происходит в сталелитейном цехе на дуговых сталеплавильных печах.

Механическая обработка производится на следующем оборудовании:

  1. Корпуса, угольники, крышки, стойки:
  • обрабатывающие центры Trevisan- Италия
  • токарно-винторезные станки серии 165, 163,162
  • токарно-винторезные станки серии 1Н365
  • токарно-винторезные станки с ЧПУ серии 16Ф0Ф3С39, 16 К30 ЧПУ.
  1. Шпинделя:
  • токарно-винторезные 16К20; 16К20Ф3С79
  • горизонтально-фрезерные 6Т82
  1. Клинья: вертикально-сверлильные 2С132; горизонтально-фрезерные 6Т82; токарно-винторезные 16К20.
  2. Нанесение лакокрасочных покрытий производится на специальном оборудовании, которое включает следующие операции:
  • обезжиривание
  • покраска
  • сушка

 

1.2 Характеристика производственных помещений и цехов

 

Характеристика окружающей среды производственных помещений и цехов и классификация по требованиям к надежности электроснабжения, представлена в таблице 1.1, [2].

  Таблица 1.1  - Характеристика окружающей среды производственных помещений

Наименование цехов

Категория

Характеристика помещений

Взрыво-пожароопасность

ПУЭ

СНиП

1

Сталелитейный цех

I

Пыльное, пожароопасное

-

Г

2

Обрубочный цех

II

Пыльное

-

Д

3

Механосборочный цех

II

Пыльное

-

Д

4

Блок вспомогательных цехов

III

Пыльное

-

Д

5

Компрессорная

I

Нормальное

-

Д

6

Скрапоразделочный цех

II

Пыльное

-

Д

7

Главный магазин

III

Нормальное

-

Д

8

Насосная

I

Влажное

-

Д

9

Мазутохранилище

III

Пожароопасное

П-III

ВIг

10

Столовая

III

Влажное, жаркое

-

Д

11

Проходная

III

Нормальное

-

Д

12

Инженерный корпус

III

Нормальное

-

Д

13

РМЦ

III

Нормальное

-

Д

 

2 Выбор источника питания и величины применяемых напряжений

 

2.1  Выбор напряжения питающей и распределительной сети

 

Выбор рационального напряжения для схемы электроснабжения является одним из главных вопросов при проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия, поскольку величиной напряжения определяется параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, т.е. капиталовложений, расход цветного металла, величина потерь электроэнергии и эксплуатационные расходы. Выбор величин напряжения производится в соответствии с рекомендациями [3].

Завод стальной арматуры имеет среднюю мощность и удаленность от подстанции энергосистемы 11,3 км, и в данном случае наиболее целесообразно применение напряжения 110 кВ в качестве питающего. Это позволит значительно сократить потери электроэнергии в системе электроснабжения. Приемным пунктом электроэнергии завода является главная понизительная подстанция ГПП 110/10 кВ. Согласно [3], для потребителей первой категории, учитывая требования надежности и бесперебойности электроснабжения, требуется не менее двух независимых источников питания. Для этого на ГПП будут установлены два трансформатора. Внутризаводскую сеть, будем проектировать на напряжение 10 кВ, высоковольтная нагрузка 6 кВ будет получать питание с шин  ТП 10/6.

 

2.2 Выбор напряжения для силовой и осветительной сети

 

Для проектируемого завода применяется напряжение 380/220 В с промышленной частотой 50 Гц с глухозаземленной нейтралью, так как оно удовлетворяет основным условиям питания потребителей завода:        

- приемлемый уровень потерь электроэнергии и расхода цветного металла;

- возможности совместного питания силовых и осветительных электроприемников от общих трансформаторов;

- сравнительно небольшая мощность электроприемников цеха;

- сосредоточение электроприемников на небольшой площади;

- относительно низкое напряжение между землей и фазой;

- возможность совместного питания осветительных приборов и силового оборудования;

- небольшая плотность нагрузок и маломощные цеховые трансформаторы.

 

 

 

 

 

 

Лист

13

 

3 Определение электрических нагрузок

 

3.1 Расчет  электрических нагрузок РМЦ методом коэффициента расчетной нагрузки

 

Знание электрических нагрузок необходимо для выбора и проверки проводников (шин, кабелей) и трансформаторов по пропускной способности и экономической плотности тока, а также для расчета потерь и отклонений напряжения, выбора защиты и компенсирующих устройств. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок при проектировании является основой для рационального решения всего сложного комплекса вопросов электроснабжения современного промышленного предприятия. При проектировании системы электроснабжения необходимо учитывать перспективы развития производства.

Расчет ведется по методу коэффициента расчетной нагрузки, [4]:

  1. Расчет выполняется по форме Ф 636-92 при этом все приемники цеха группируются по характерным категориям с одинаковыми Ки  и tgj;
  2. Узел питания – РМЦ;
  3. Определение суммарной мощности электроприемников:

 

                                                                                         (3.1)

 

где     n - суммарное число электроприемников;

          Pн - активная номинальная мощность приемников, кВт.

  

  1. Определение нагрузки за наиболее загруженную смену:

 

                                                                                               (3.2)

 

                                                                                             (3.3)

                         

где Kи - коэффициент использования отдельного ЭП или группы ЭП за наиболее загруженную смену;

      Pн - активная номинальная мощность приемников, кВт;

     Qсм - средняя реактивная мощность, квар;

     Рсм - средняя активная мощность, кВт;

     tg j - коэффициент мощности.

 

Например, для группы вентиляторов:

 

 

 

 

 

Лист

14

 

Для остальных приемников расчет аналогичен и сведен в таблицу 3.1.

 

.

.

 

  1. Определение группового коэффициента использования:

 

                                                   ,                                            (3.4)

 

где SPсм - суммарная мощность за наиболее загруженную смену, кВт;

SPн - суммарная номинальная мощность всех ЭП данной группы, кВт.

 

 

  1. Находим эффективное число электроприемников:

 

                                                   ,                                            (3.5)

 

 где SPн - суммарная номинальная мощность всех ЭП данной группы, кВт;

        Pн.max - мощность наибольшего ЭП в группе, кВт.

 

 

Принимаем целое меньшее число nэ = 27.

 

  1. По [4] находится коэффициент расчетной нагрузки (Кр) в зависимости от Киг=0,367 и nэф=27, в нашем случае, Кр=0,75.

 

  1. Находим расчетную активную нагрузку:

 

                                                   ,                                            (3.6)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

15

 

  1. Находим расчетную реактивную нагрузку, при этом, если nэ ≤ 10 Qр=1,1∙Qсм, а при nэ > 10 Qр=Qсм, в нашем случае nэ=27, т.е. больше 10, тогда:

 

                                                      ,                                               (3.7)

 

 

  1. Определение полной расчетной мощности:

 

                                                 ,                                          (3.8)

 

  ;   

 

  1. Расчетный ток:

 

                                                   ,                                            (3.9)

 

 

Результаты этого и последующих расчетов трехфазной нагрузки сводится в таблицу 3.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Таблица 3.1 - Расчет электрических нагрузок РМЦ методом коэффициента расчетной нагрузки

Исходные данные

Расчетные величины

Число ЭП

Кр

Мощность

Ток, А

По заданию

Справочные данные

Рсми∙Рн

Qсми∙Рн∙tgφ

nэ=2∑Рнн max

     

Iр=Sр/√3∙Uн

Наименование ЭП

n, шт

Номинальная мощность ЭП, кВт

Ки

Коэффициенты

Ррр∙Рсм

Qр=Qсм при nэ>10

Sр=√Рр2+Qр2

Общая  Рн

Одного Pнмин÷Рнмах

cosφ

tgφ

 

 

Станки универсального назначения

57

209,435

0,4÷11,125

0,14

0,6

1,33

29,32

39,09

27

0,75

       

Специализированные и агрегатные станки

37

239,165

0,6÷33,28

0,25

0,65

1,17

59,79

69,9

       

Вентиляторы

8

56,6

2,8÷14

0,65

0,8

0,75

36,79

27,59

       

Краны, кран-балки, тельферы

9

53,6

0,425÷5,9

0,06

0,45

1,98

3,216

6,382

       

Преобразователи

3

70

14÷28

0,68

0,8

0,75

47,6

35,7

       

Печи сопротивления, электрические печи

9

328

25÷75

0,55

0,95

0,33

180,4

59,29

       

Электрическая сварка

11

75,047

3,905÷29,29

0,3

0,5

1,73

22,51

39

       

ИТОГО

134

1031,85

 

0,367

   

379,6

276,96

   

284,724

276,963

397,21

603,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

17

 

3.2 Расчет электрических нагрузок и освещения по заводу

 

Для расчета электрических нагрузок напряжением ниже 1000 В используются следующие методы:

а) метод коэффициента спроса – по известной величине номинальной мощности и табличным данным Кс, приводимые в справочной литературе [5]:

 

                                                    ,                                           (3.10)

 

                                                  ,                                          (3.11)

 

где Рн – суммарная номинальная установленная мощность всех приемников цеха, которая принимается по исходным данным, кВт;

      Кс – средний коэффициент спроса, принимаемый по таблице 1.6 [5];

     tgφ – соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности.

 

Например, для сталелитейного цеха №1(Рн=4460 кВт; Кс=0,6; tgφ=1,17):

 

 

б) Метод удельных плотностей нагрузок – по справочным данным [6] определяется удельная мощность нагрузки, определяется площадь здания, цеха:

 

                                                                                             (3.12)

               

                                              (3.13)

 

где Руд.сил. – удельная нагрузка площади здания, цеха, кВт/м2;

      F – площадь цеха, м2.

 

Например, для проходной №11 (F=756,25 м2; Руд.сил.=0,0043 кВт/м2; tgφ=0,62):

 

 

Для РМЦ расчетная активная и реактивная нагрузки, берутся из таблицы 3.1 и подставляются в соответствующие графы таблицы 3.2. Расчет остальных цехов производится аналогично. Результаты сведены в таблицу 3.2.

 

 

 

 

 

Лист

18

 

Для расчета электрических нагрузок напряжением выше 1000 В используется метод коэффициента загрузки, с учетом следующих особенностей:

1) вместо коэффициента использования используем значение коэффициента загрузки;

2) не определяется эффективное число электроприемников;

3) расчетная нагрузка находится по формуле:

 

                                                                                  (3.14)

 

где Кр – коэффициент расчетной нагрузки, лежащий в пределах 0,9-0,98;

      Кз – коэффициент загрузки, принимаемый равный 0,9;

      n – количество электроприемников.

 

Для компрессорной №5: 4 синхронных двигателя, cosφ=0,9; tgφ = 0,48, Рн = 2500 кВт по формулам (3.14), (3.11), (3.8):

 

Для сталелитейного цеха № 1, печи 5×2800кВА, ПВ=60%, cosφ=0,96, tgφ=0,3 по формулам (3.14), (3.11). (3.8):

 

Расчет освещения цехов, территории завода ведем методом удельной мощности осветительной нагрузки на единицу площади:

 

                                             ,                                    (3.15)

                                              ,                                      (3.16)

 

где S – площадь помещения, цеха, м2 (по генплану);

      Руд.осв - удельная нагрузка на производственную площадь, кВт/м2, определяемая по таблице 1.10.7 [7];

      Ксо - коэффициент спроса осветительной нагрузки, по таблице 1.10 [5].

 

Например, для цеха №1 расчетная осветительная нагрузка равна:

Расчет освещения остальных цехов и территории завода производится аналогично. Расчеты сведены в таблицу 3.2.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.2 - Сводная таблица расчета нагрузок цехов по заводу

№ цеха

Рн

Кс

соs φ

tgφ

Кс осв

Руд.сил

Руд осв

S, м2

Е, Лк

Тип ламп

cosφ

tgφ

Рр

Рр осв

Qр осв

∑P

∑Q

1

4460

0,6

0,65

1,17

0,85

-

0,0102

35684,5

300

ДРЛ

0,6

1,33

2676

3128,591

309,38

412,51

2985,4

3541,1

2

2800

0,25

0,7

1,02

0,85

-

0,0126

11715

300

ДРЛ

0,6

1,33

700

714,143

125,47

167,29

825,47

881,43

3

5480

0,25

0,7

1,02

0,85

-

0,0126

22894

300

ДРЛ

0,6

1,33

1370

1397,68

245,19

326,93

1615,2

1724,6

4

1890

0,33

0,7

1,02

0,95

-

0,0084

6112

200

ДРЛ

0,6

1,33

623,7

636,301

48,774

65,032

672,47

701,33

5

480

0,8

0,9

0,48

0,95

-

0,0027

890,4

75

ЛЛ

0,95

0,33

384

185,98

2,284

0,751

386,28

186,73

6

360

0,5

0,75

0,88

0,95

-

0,0084

2449

200

ДРЛ

0,6

1,33

180

158,745

19,543

26,057

199,543

184,8

7

30

0,35

0,8

0,75

0,9

-

0,0081

5084

300

ЛЛ

0,95

0,33

10,5

7,875

37,062

12,182

47,56

20,057

8

230

0,6

0,75

0,88

0,95

-

0,0027

400

75

ЛЛ

0,95

0,33

138

121,705

1,026

0,337

139,03

122,04

9

20

0,3

0,65

1,17

0,6

-

0,0027

504

75

ЛЛ

0,95

0,33

6

7,015

0,82

0,268

6,82

7,283

10

170

0,45

0,9

0,48

0,9

-

0,0078

1200

300

ЛЛ

0,95

0,33

76,5

37,051

8,424

2,77

85

39,819

11

-

-

0,85

0,62

0,8

0,0043

0,0052

756,25

200

ЛЛ

0,95

0,33

3,252

2,02

3,146

1,034

6,4

3,05

12

-

-

0,75

0,88

0,9

0,0054

0,0078

2808

300

ЛЛ

0,95

0,33

15,16

9,4

19,712

6,48

34,875

15,876

13

-

-

-

-

0,8

-

0,0102

2257

300

ДРЛ

0,6

1,33

284,72

276,963

35,8

45,642

320,52

322,61

6 кВ - 1

14000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

8432,586

2529,78

-

-

8432,586

2529,78

6 кВ - 5

10000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

8100

3483

-

-

8100

-3483

Освещ территории

-

-

-

-

1

-

0,00012

247248

5

ДРЛ

0,6

1,33

-

-

14,835

19,73

14,835

19,73

Итого по заводу:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

23871,895

6817,28

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

20

 

Суммарная расчетная активная нагрузка по заводу:

 

                             ,                             (3.17)

 

где  –  суммарная расчетная активная нагрузка потребителей с номинальным напряжением 0,4 кВ. Определяется суммированием активных нагрузок (силовых и осветительных) 0,4 кВ из таблицы 3.2:

 

;

 

       – потери активной мощности в трансформаторе, определяемые по выражению:

 

                                                                                       (3.18)

 

где  - суммарная нагрузка потребителей с номинальным напряжением 0,4 кВ, определяется по формуле:

 

                                            ,                                  (3.19)

 

 

                                              

       - потери активной мощности в линии, определяемые по формуле:

 

                                                                                       (3.20)

 

       – суммарная расчетная активная нагрузка потребителей с номинальным напряжением 6 кВ:

 

;

 

.

 

Крм – коэффициент разновременности максимумов нагрузки, Крм= 0,9.

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

21

 

Суммарная расчетная реактивная нагрузка по заводу:

 

                         ,                        (3.21)

 

где  –  суммарная расчетная реактивная нагрузка потребителей с номинальным напряжением 0,4 кВ. Определяются суммированием реактивных нагрузок (силовых и осветительных) 0,4 кВ из таблицы 3.2:

;

 

       – потери реактивной мощности в трансформаторе:

 

                                                                                        (3.22)

 

;

 

       – суммарная расчетная реактивная нагрузка потребителей с номинальным напряжением 6 кВ (кроме синхронных двигателей):

 из п.3.2;

 

       – суммарная среднесменная реактивная нагрузка синхронных двигателей с номинальным напряжением 6 кВ. Реактивную мощность установленных синхронных двигателей будем использовать для компенсации реактивной мощности:

   из п.3.2;

 

        - потери реактивной мощности в линии:

 

                                                                                       (3.23)

 

;

 

;

 

Суммарная нагрузка по заводу определяется по выражению:

 

                                             ,                                            (3.24)

 

 

 

4 Выбор места расположения ГПП, ТП. Картограмма нагрузок

 

 

 

 

 

 

Лист

22

 

Центр нагрузок является символическим центром потребления электроэнергии. Поэтому ГПП располагаем как можно ближе к центру нагрузок. Это позволит приблизить высокое напряжение к центру нагрузок, сократить протяженность сетей, уменьшить расход проводникового материала, снизить потери. Центр нагрузок каждого цеха принимается в центре пересечения его диагоналей.

ЦЭН ГПП по активной мощности:

 

                                                                                           (4.1)

                                                                                            (4.2)

 

где  Ppi – мощность i-го цеха;

      Xi – абсцисса центра нагрузок i-го цеха;

      Yi – ордината центра нагрузок i-го цеха.

 

Место расположения трансформаторной подстанции  выбирается исходя из следующих условий:

–  наибольшее приближение к центру нагрузок;

–  предпочтительно с некоторым смещением в сторону источника питания;

–  минимум занимаемой площади;

–  не создание помех производственному процессу;

–  максимальное выполнение требований техники безопасности;

–  выполнение требований архитектуры.

Для выбора места расположения ГПП и ТП предприятия при проектировании строят картограмму электрических нагрузок на генплане завода. Картограмма представляет собой размещенные на генплане предприятия или цеха окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. При построении картограммы необходимо знать расчётные силовые и осветительные нагрузки цехов.

 

 

 

 

 

Лист

23

 

Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами.

  1. Наносятся на генплан центры электрических нагрузок (ЦЭН) каждого цеха;
  2. Определяется масштаб активных (ma) нагрузок, исходя из масштаба генплана.

Из-за большого разброса нагрузок цехов – от 6,4 до 8100 кВт построенные на картограмме окружности получаются слишком большими и выходят за пределы чертежа. Поэтому принимаем за базовую нагрузку 11 цеха. Примем для него радиус R11 = 10 м, тогда:

 

                                                   (4.3)

 

Принимаем для наглядности отображения для остальных цехов ma = 0,15 кВт/м2.

  1. Определяются радиусы кругов.

Радиусы окружностей каждого круга картограммы определяются  из выражения:

 

                                          , м,                                   (4.4)

 

где – расчётная активная нагрузка i цеха, кВт;

      – расчётная активная нагрузка освещения i цеха, кВт;

     – выбранный масштаб.

 

Считаем, что нагрузка по цеху распределена равномерна, поэтому центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех на плане.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора  определяется из соотношения активных расчётных ( ) и осветительных нагрузок   ( ) цехов.

Угол  определяется по формуле:

 

                                                                             (4.5)

 

 

 

 

 

 

Лист

24

 

Например, для сталелитейного цеха №1:

Аналогично для остальных цехов, результаты расчета сведены в таблицу 4.1.

  Таблица 4.1 - Данные для построения картограммы нагрузок

наименование цеха

X, м

Y, м

Pp, кВт

Qр, квар

Ri,м

α,0

 
 
 
 

1

сталелитейный цех

344

161

2985,4

3541,1

79,614

37,31

 

1

сталелитейный цех, 6 кВ

344

161

8432,6

2529,8

133,804

   

2

обрубочный цех

529

162

825,47

881,43

41,864

54,72

 

3

механосборочный цех

708,5

106,5

1615,2

1724,6

58,56

54,65

 

4

блок вспом. цехов

753

233,5

672,47

701,33

37,79

26,11

 

5

компрессорная

630

241

386,28

186,73

28,638

2,13

 

5

компрессорная, 6кВ

630

241

8100

3483

131,14

   

6

скрапоразделочный цех

49,5

93,5

199,54

184,8

20,583

35,258

 

7

главный магазин

72

248,5

47,562

20,057

10,049

280,525

 

8

насосная

24

10

139,03

122,04

17,18

2,657

 

9

мазутохранилище

82

13,5

6,82

7,283

3,8

43,12

 

10

столовая

20,5

165

84,924

39,819

13,43

35,71

 

11

проходная

179

289

6,4

3,05

3,7

177,021

 

12

инженерный корпус

110

165

34,875

15,876

8,61

203,478

 

13

РМЦ

689

230

320,52

322,61

26,087

40,21

 

итого

5167,5

2520,5

23857

13764

     

 

При выборе схемы электроснабжения предприятия существенную помощь оказывает картограмма нагрузок. Правильный выбор места расположения подстанций на территории предприятия позволяет составить наиболее рациональную схему электроснабжения (наименьшие длины питающих линий, соответственно меньшие потери мощности). Так как при сооружении ГПП в центре электрических нагрузок будут созданы помехи технологическому процессу, то необходимо ГПП вынести за территорию предприятия со смещением в сторону источника питания.

 

 

 

 

 

Лист

25

 

5 Выбор числа и мощности трансформаторов

 

5.1 Построение годового графика по продолжительности и определение числа часов использования максимума нагрузки

 

На рисунке 5.1 приведен суточный график нагрузок для завода стальной арматуры.

Рисунок 5.1 – Суточный график нагрузок для завода стальной арматуры

 

Для построения условно принято число зимних суток 213, летних 152, [11].

На суточном графике нагрузки отмечаем ступени нагрузки Р1*, Р2*… Р7*.

По суточным графикам определяем, сколько часов действует данная нагрузка Рi* в течение зимних и летних суток, т.е. ∆tзi, ∆tлi.

Годовая продолжительность действия нагрузок в зимнее время суток определяется по формуле:

 

                                                   Tзi = tзi 213                                            (5.1)

 

Годовая продолжительность действия нагрузок в летнее время суток определяется по формуле:

 

                                                   Tлi = tлi 152                                            (5.2)

 

Продолжительность действия нагрузок Pi* в течении года определяется по формуле:

 

                                                    Ti = Tзi + Tлi                                            (5.3)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

26

 

Время использования максимальной нагрузки определяется по выражению:

 

                                                                                   ,                                          (5.4)

 

где      PМ – максимальная мощность (по суточному графику), о.е.

 

Рассчитаем T1 для первой ступени:

; ч; ч: 

T = 4 213 = 852 ч.

T = 4 152 = 608 ч.

T1 = 852 + 608 = 1460 ч.

Аналогично проводим расчет для остальных ступеней.

Полученные результаты сведем в таблицу 5.1.

      Таблица 5.1 – Расчет числа часов использования максимума нагрузки

№ ступени

tзi,

час

tлi,

час

Tзi,

час

Tлi,

час

Ti,

час

Pi*,

МВт

 

1

4

4

852

608

1460

1

1460

2

4

-

852

-

852

0,95

809,4

3

-

17

-

2584

2584

0,9

2325,6

4

15

2

3195

304

3499

0,85

2974,15

5

1

1

213

152

365

0,7

255,5

Итого

24

24

5112

3648

8760

-

7824,65

 

По данным таблицы 5.1 построим годовой график по продолжительности, рисунок 5.2.

 

Рисунок 5.2 – Годовой график по продолжительности

 

 ч.

 

 

 

 

 

 

Лист

27

 

5.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП

 

Правильный выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции является одним, из основных вопросов рационального построения схем электроснабжения. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечить питание всех электроприемников предприятия. Выбор мощности трансформаторов производится по среднеквадратичной мощности графика нагрузок потребителей с проверкой на систематическую и аварийную перегрузку по [12]. Так как предприятие имеет потребителей 1 и 2 категории, то выбираем двухтрансформаторную подстанцию.

Определяем среднюю квадратичную нагрузку по графику характерных зимних суток, (рисунок 5.1).

 

                                                                                              (5.5)

 

где   - мощность ступени в относительных единицах;

        - продолжительность ступени в часах;

       k – количество ступеней графика.

 

 

Ориентировочная мощность одного трансформатора:

 

                                                                                               (5.6)

 

где Sр – полная расчетная нагрузка по заводу.

 

.

 

Принимаем за номинальную мощность трансформатора  ближайшую большую стандартную. Принимаем к установке на ГПП два трансформатора мощностью 16 МВА каждый, типа ТДН – 16000/110.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

28

 

5.3 Выбор числа и мощностей трансформаторов ЦТП

 

Выбор производится в соответствии с [9].

Однотрансформаторные цеховые подстанции применяют при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время доставки "складского" резерва, или при резервировании, осуществляемом по перемычкам на вторичном напряжении.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при преобладании потребителей первой и второй категорий, а также при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки.

Также необходимо отметить, что цеха с небольшой нагрузкой можно запитать от одной ЦТП.

Мощность цеховых трансформаторов определяем по среднесменной потребляемой мощности, Sсм, за наиболее нагруженную смену (в расчетах принимаем, что среднесменная мощность равна расчетной мощности):

 

                                                                                                 (5.7)

 

где  Sсм - мощность цеха за наиболее загруженную смену, кВА;

       Kз - коэффициент загрузки трансформатора;

       n - число трансформаторов на подстанции.

 

Наивыгоднейшая загрузка цеховых трансформаторов зависит от категории питаемых электроприемников, числа трансформаторов и способа резервирования. Согласно [9] рекомендуется применять следующие коэффициенты загрузки трансформаторов:

а) при преобладании нагрузок второй категории при двухтрансформаторных подстанциях Кз = 0,65-0,7;

б) при преобладании нагрузок второй категории при двухтрансформаторных подстанциях и взаимном резервировании на вторичном напряжении Кз = 0,7-0,8;

в) при преобладании нагрузок второй категории при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках 3-й категории при однотрансформаторных подстанциях Кз = 0,9-0,95.

Коэффициенты загрузки в первых двух случаях (а и б) установлены, исходя из необходимости взаимного резервирования при выходе из работы одного из трансформаторов и с учетом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе.

Выбор места расположения цеховой трансформаторной подстанции  производится на основе картограммы нагрузок цеха, стремясь разместить как можно ближе к центру электрических нагрузок.

 

 

 

 

 

 

Лист

29

 

Например, для ТП – 1, от которой получают питание цеха№: 6,7,8,9,10,11,12 и ½ освещения территории завода число трансформаторов, исходя из категорийности потребителей, принимаем равным 2, Рр=526,563 кВт; Qр=402,8 вар.

 Расчетная мощность данной ТП с учетом потерь в трансформаторе складывается из следующих:

Из стандартного ряда принимается номинальная мощность трансформатора 630 кВА. К установке принимаем 2 силовых трансформатора типа  ТМЗ 630/10/0,4.

Пересчитывается коэффициент загрузки:

 

                                                                                             (5.8)

 

 

Результат выбора числа и мощности остальных цеховых трансформаторов сводятся в таблицу 5.2.

Высоковольтная нагрузка (печи и СД) получают питание от трансформаторов 10/6.

 Таблица 5.2 – Предварительный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

№ТП

цеха

n, шт

Pp, кВт

Qp, квар

Sp, кВА

ΔРт, кВт

ΔQт, квар

SpТП, кВА

Кз

Sop, кВА

Sн, кВА

Кз

1

6,7,8,9,

10,11,12

2

526,56

402,8

662,96

13,3

66,3

715,16

0,7

510,8

630

0,57

2

1

2

1492,7

1770,6

2315,8

46,3

231,6

2525,3

0,7

1804

2500

0,51

3

1

2

1492,7

1770,6

2315,8

46,3

231,6

2525,3

0,7

1804

2500

0,51

4

1

2

8432,6

2529,8

8803,9

176,1

880,4

9259,5

0,75

6173

6300

0,74

5

2

2

825,47

881,43

1207,6

24,2

120,8

1313,9

0,7

938,5

1000

0,66

6

5

2

8100

3483

8817,1

176,3

881,7

9356,7

0,75

6238

6300

0,74

7

3

2

1615,2

1724,6

2362,9

47,3

236,3

2570,8

0,7

1836

2500

0,51

8

5

2

386,28

186,73

429,1

8,6

42,9

456,78

0,7

326,3

400

0,57

9

13

1

327,94

332,47

467

9,34

46,7

507,47

0,95

534,2

630

0,81

10

4

1

672,44

701,33

971,6

19,43

97,2

1056,6

0,95

1112

1600

0,66

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

30

 

5.4 Расчет потерь в трансформаторах ЦТП

 

Активные потери мощности в трансформаторах ∆Ртр, кВт, определяются по формуле:

 

                                      ,                                (5.9)

 

где n - число трансформаторов;

      Р хх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

      Р кз - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

      S р - полная нагрузка ТП, кВА, таблица 5.2 ;

      S нт - номинальная мощность трансформатора, кВА.

 

Реактивные потери мощности  в трансформаторах ∆Qтр, квар, определяются по формуле:

 

                                 ,                         (5.10)

                  

где n - число трансформаторов;

      Iхх - ток холостого хода;

     Uкз - напряжение короткого замыкания.

 

Например, для ТП-1:

Результаты расчета сведены в таблицу 5.3

Таблица 5.3 – Результаты расчета потерь в трансформаторах

№ТП

n, шт

Sн, кВА

Рр,кВт

Qр,квар

ΔPxx, кВт

ΔPкз, кВт

Uкз, %

Iхх, %

ΔРт, кВт

ΔQт, квар

1

2

630

526,563

402,795

1,31

7,6

5,5

1,8

6,828

41,865

2

2

2500

1492,692

1770,55

3,75

24

6

0,8

17,8

104,356

3

2

2500

1492,692

1770,55

3,75

24

6

0,8

17,8

104,356

4

2

6300

8432,6

2529,8

7,4

46,5

7,5

0,8

60,2

562,161

5

2

1000

825,468

881,43

1,9

10,8

5,5

1,2

11,67

64,1038

6

2

6300

8100

3483

7,4

46,5

7,5

0,8

60,34

563,546

7

2

2500

1615,2

1724,61

3,75

24

6

0,8

18,22

106,997

8

2

400

386,284

186,73

0,95

5,5

4,5

2,1

5,064

27,1547

9

1

630

320,524

322,605

1,31

7,6

5,5

1,8

5,27

29,3948

10

1

1600

679,89

711,2

2,65

16,5

6

1

8,889

52,3021

итого

212,084

1656,24

 

 

 

 

 

 

Лист

31

 

6 Выбор схемы и конструктивного исполнения распределительной сети

 

При проектировании трасс кабельных линий и способа их прокладки учитывается картограмма нагрузок и свободное место, на котором можно устроить кабельные сооружения.

Распределительная  сеть выполняется кабельными линиями с СПЭ-изоляцией марки АПвВ (одножильный) и АПвЭВ (трехжильный). Прокладка кабелей с СПЭ-изоляцией осуществляется в кабельных каналах. Распределительная сеть на напряжение 0,4 кВ выполняется кабельными линиями марки АВВГ, прокладка в траншее, а под железнодорожным полотном - в блоках.

Для дальнейшего рассмотрения принимаются два варианта сети, представленные на рисунке 6.1 а, б.

 

Рисунок 6.1 – Варианты распределительной сети

 

Сечение кабелей выбирается по экономической плотности тока.

Расчет 1 варианта сети:

Выбор сечения производится по экономической плотности тока:

 

                                                ,                                        (6.1)

 

где Fэк – экономическое сечение проводника, мм2;

       јэк – экономическая плотность тока, А/мм2, определяемая по таблице 1.3.36 [2]. Для кабелей с СПЭ-изоляцией с алюминиевыми жилами при TМ = 7824,65 ч экономическая плотность равна jэк = 1,6 A/мм2.

 

Максимальный рабочий ток:

 

                                                                                             (6.2)

 

 

 

 

 

Лист

32

 

где Sр – расчетная нагрузка линии, кВА, таблица 5.2;

      n – число кабелей в линии;

      Uн – фазное напряжение сети, кВ.

 

Произведем расчет кабеля для участка ГПП-ТП№1. Питание осуществляется по двум кабелям:

Принимаем ближайшее стандартное сечение Fст = 25 мм2, Iдл.доп = 114 А. Выбираем 2 трехжильных кабеля марки  АПвЭВ.

Выбранные кабели проверяют по допустимому току в аварийном режиме:

 

                                                       ,                                              (6.3)

 

где Iав –  ток в аварийном режиме (при отключении одного из кабелей);

      Iдоп - длительно допустимый ток с учетом поправочных коэффициентов.

 

                                                     ,                                                                            (6.4)

 

Длительно-допустимый ток определяется по следующему выражению:

 

                                               ,                                        (6.5)

 

где k1 – поправочный коэффициент на число рядом проложенных в канале кабелей. Выбирается в соответствии с таблицей 1.3.26 [2]. k1 = 0,9 для 2 кабелей, проложенных рядом в канале (расстояние между кабелями в свету 100 мм);

      k2 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды. Выбирается в соответствии с таблицей 1.3.3 [2]. k2 = 1 для условной температуры среды 25ºС, расчетной температуре среды 25ºС и нормированной температуре жил 90оС (для кабелей с СПЭ-изоляцией);

      Iдоп.ном. – длительно допустимый ток для кабелей, прокладываемых в воздухе.

 

Для кабеля от ГПП до ТП№-1:

102,6 >41,29 - условие проверки выполняется,  то  делаем  вывод,   что  кабели  по допустимому току проходят.

Расчет остальных участков 1 и 2 вариантов сведен в таблицы 6.1, 6.2.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 6.1 – Выбор и проверка сечений кабельных линий (вариант №1)

Участок

Sр, кВА

n

Марка

jэк

Iр, А

Fэк

F

Iдл.доп.таб, А

k1

k2

Iдл.доп, А

Iав, А

Fприн, мм

Iдл.доп.таб, А

Iдл.доп, А

ГПП-ТП1

715,16

2

АПвЭВ

1,6

20,7

12,9

25

114

0,9

1

102,6

41,29

25

-

-

ГПП-ТП2

5050,6

2

АПвВ

1,6

145,8

91,1

95

304

0,9

1

273,6

291,6

120

350

315

ТП2-ТП3

2525,3

2

АПвВ

1,6

72,9

45,6

50

201

0,9

1

180,9

145,8

50

-

-

ГПП-ТП4

9259,5

2

АПвВ

1,6

267,3

167,1

185

454

0,9

1

408,6

534,6

400

715

643,5

ТП4-печи

9259,5

10

АПвЭВ

1,6

84,9

53,04

70

206

0,9

1

185,4

169,7

70

-

-

ГПП-ТП5

1313,9

2

АПвЭВ

1,6

37,9

23,7

25

114

0,9

1

102,6

75,9

25

-

-

ГПП-ТП6

11927

2

АПвВ

1,6

344,3

215,2

240

535

0,9

1

481,5

688,6

500

829

746,1

ТП6-СД

9356,7

8

АПвЭВ

1,6

107,2

67

70

206

0,9

1

185,4

214,4

95

249

224,1

ТП6-ТП7

2570,8

2

АПвВ

1,6

74,2

46,4

50

201

0,9

1

180,9

148,4

50

-

-

ГПП-ТП8

2020,9

2

АПвЭВ

1,6

58,3

36,46

50

165

0,9

1

148,5

116,7

50

-

-

ТП8-ТП9

1564,1

2

АПвЭВ

1,6

45,15

28,22

35

138

0,9

1

124,2

90,3

35

-

-

ТП9-ТП10

1070

2

АПвЭВ

1,6

30,9

19,31

25

114

0,9

1

102,6

61,8

25

-

-

Таблица 6.2 – Выбор и проверка сечений кабельных линий (вариант №2)

Участок

Sр, кВА

n

Марка

jэк

Iр, А

Fэк

F

Iдл.доп.таб, А

k1

k2

Iдл.доп, А

Iав, А

Fприн, мм

Iдл.доп.таб, А

Iдл.доп, А

ГПП-ТП1

715,16

2

АПвЭВ

1,6

20,7

12,9

25

114

0,9

1

102,6

41,29

25

-

-

ГПП-ТП2

2525,3

2

АПвВ

1,6

72,9

45,6

50

201

0,9

1

180,9

145,8

50

-

-

ГПП-ТП3

2525,3

2

АПвВ

1,6

72,9

45,6

50

201

0,9

1

180,9

145,8

50

-

-

ГПП-ТП4

9259,5

2

АПвВ

1,6

267,3

167,1

185

454

0,9

1

408,6

534,6

400

715

643,5

ТП4-печи

9259,5

10

АПвЭВ

1,6

84,9

53,04

70

206

0,9

1

185,4

169,7

70

-

-

ГПП-ТП5

1313,9

2

АПвЭВ

1,6

37,9

23,7

25

114

0,9

1

102,6

75,9

25

-

-

ГПП-ТП6

9356,7

2

АПвВ

1,6

270,1

168,8

185

454

0,9

1

408,6

540,2

400

715

643,5

ТП6-СД

9356,7

8

АПвЭВ

1,6

107,2

67

70

206

0,9

1

185,4

214,4

95

249

224,1

ГПП-ТП7

2570,8

2

АПвВ

1,6

74,2

46,4

50

201

0,9

1

180,9

148,4

50

-

-

ГПП-ТП8

456,8

2

АПвЭВ

1,6

13,2

8,24

25

114

0,9

1

102,6

26,4

25

-

-

ГПП-ТП9

1564,1

2

АПвЭВ

1,6

45,15

28,22

35

138

0,9

1

124,2

90,3

35

-

-

ТП9-ТП10

1070

2

АПвЭВ

1,6

30,9

19,3

25

114

0,9

1

102,6

61,8

25

-

-

 

 

 

 

 

 

Лист

34

 

Потери мощности в кабельных  линиях определяются по формуле:

 

                                                                                         (6.6)

 

где   Si – полная мощность участка, кВА, таблица 6.1, 6.2;

       Uн – номинальное напряжение сети, кВ;                   

       Ri - активное сопротивление участка кабельной линии, Ом.

 

Активное сопротивление участка кабельной линии определяется:

 

                                                    Ri = (r/2)×L,                                             (6.7)

 

где   r - удельное сопротивление провода, Ом/км;

        L - длина участка, км.

 

Индуктивное сопротивление участка кабельной линии определяется:

 

                                                      Хi = х×L,                                                (6.8)

 

где х - удельное сопротивление провода, Ом/км;

 

например, на участке ГПП – ТП1:

 

 

Расчет потерь мощности в кабельных линиях для других участков  варианта №1 и варианта №2 производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблицах 6.3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

35

 

Таблица 6.3 – Расчет параметров линий и потерь мощности

Участок

Sуч, кВА

r0, Ом/км

x0, Ом/км

Lкл, км

R, Ом

X, Ом

∆P, кВт

Вариант 1

 

 

ГПП-ТП1

715,6

1,2

0,158

0,43

0,258

0,068

1,32

ГПП-ТП2

5050,6

0,253

0,109

0,245

0,031

0,027

7,91

ТП2-ТП3

2525,3

0,641

0,127

0,031

0,0099

0,004

0,63

ГПП-ТП4

9259,5

0,0778

0,091

0,13

0,0051

0,012

4,34

ТП4-печи, 6кВ

9259,5

0,443

0,128

0,14

0,03

0,018

14,77

ГПП-ТП5

1313,9

1,2

0,158

0,162

0,097

0,026

1,68

ГПП-ТП6

11927

0,0605

0,089

0,156

0,0047

0,014

6,71

ТП6-СД, 6кВ

9356,7

0,32

0,12

0,02

0,0032

0,0024

1,95

ТП6-ТП7

2570,8

0,641

0,127

0,134

0,043

0,017

2,84

ГПП-ТП8

2020,9

0,641

0,14

0,173

0,056

0,024

2,26

ТП8-ТП9

1564,1

0,868

0,15

0,104

0,045

0,0156

1,1

ТП9-ТП10

1070

1,2

0,158

0,096

0,0576

0,015

0,66

Итого

 

 

 

 

 

 

46,17

Вариант 2

 

 

ГПП-ТП1

715,16

1,2

0,158

0,43

0,258

0,068

1,32

ГПП-ТП2

2525,3

0,641

0,127

0,245

0,078

0,031

5,01

ГПП-ТП3

2525,3

0,641

0,127

0,274

0,088

0,035

5,6

ГПП-ТП4

9259,5

0,0778

0,091

0,13

0,0051

0,012

4,34

ТП4-печи, 6кВ

9259,5

0,443

0,128

0,14

0,03

0,018

14,77

ГПП-ТП5

1313,9

1,2

0,158

0,162

0,097

0,026

1,68

ГПП-ТП6

9356,7

0,0778

0,091

0,156

0,006

0,014

5,3

ТП6-СД, 6кВ

9356,7

0,32

0,12

0,02

0,0032

0,0024

1,95

ГПП-ТП7

2570,8

0,641

0,127

0,29

0,093

0,037

6,14

ГПП-ТП8

456,8

1,2

0,158

0,173

0,11

0,027

0,22

ГПП-ТП9

1564,1

0,868

0,15

0,28

0,12

0,042

2,97

ТП9-ТП10

1070

1,2

0,158

0,096

0,0576

0,015

0,66

Итого

 

 

 

 

 

 

49,6

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

36

 

7 Расчет компенсации реактивной мощности

 

Значение нормативного коэффициента реактивной мощности  для напряжения 110 кВ принимается равным 0,5 согласно Приказу Минпромэнерго РФ от 22 февраля 2007 года № 49.

Определяем экономическую реактивную мощность  по формуле:

 

                                                   ,                                           (7.1)

 

где  - суммарная расчетная активная нагрузка по заводу, кВт.

 

.

 

Условие выполнения компенсации реактивной мощности:

 

                                                       ,                                               (7.2)

 

где  - суммарная расчетная реактивная нагрузка по заводу, квар.

 

 - таким образом, компенсация реактивной мощности не требуется.

 

7.1Проверка трансформаторов ГПП и ЦТП на пропускную способность

 

Наибольшее значение реактивной мощности , которое может быть передано через трансформаторы в сеть при заданном коэффициенте загрузки :

 

                                        ,                                (7.3)

 

где  - номинальная мощность трансформатора ЦТП, кВА;

       - число трансформаторов, шт;

       - фактический коэффициент загрузки.

 

Например, для ТП-1:

.

 

Мощность низковольтных конденсаторных батарей:

 

                                                  ,                                          (7.4)

 

 

 

 

 

Лист

37

 

 - установка батарей конденсаторов для ТП1 не требуется.

Расчет для остальных подстанций аналогичен, результаты сведены в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 – Определение мощности компенсирующих устройств

Sнт, кВА

n, шт

Кз

Рр, кВт

Qт, квар

Qp, квар

Qнк, квар

ТП-1

630

2

0,57

526,56

584,46

402,795

-186,663

ТП-2

2500

2

0,51

1492,7

2342,7

1770,6

-572,13

ТП-3

2500

2

0,51

1492,7

2342,7

1770,6

-572,13

ТП-4

6300

2

0,74

8432,6

5712,7

2529,8

-3182,9

ТП-5

1000

2

0,66

825,47

1186,3

881,433

-304,89

ТП-6

6300

2

0,74

8100

6350,1

3483

-2867,1

ТП-7

2500

2

0,51

1615,2

2321,2

1724,61

-596,57

ТП-8

400

2

0,57

386,28

321,33

186,73

-134,6

ТП-9

630

1

0,81

327,94

438,94

332,47

-116,33

ТП-10

1600

1

0,66

672,44

960,72

701,33

-249,53

ГПП

16000

2

0,78

23847,7

13605,85

8066,56

-5539,29

 

 

7.2 Анализ баланса  реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой

 

Должно выполняться условие:

 

                                          ,                                  (7.5)

 

где  - суммарная реактивная мощность низковольтных батарей конденсаторов, их сумма равна0 квар;

         - суммарная мощность синхронных двигателей, используемая для компенсации реактивной мощности (кроме мощности, учтенной при расчете нагрузок). , т.к. мощность всех установленных СД учтена при расчете нагрузок.

 

- установка конденсаторных батарей на высокой стороне не требуется.

Однако, для выполнения соотношения, представленного выражением (7.5), необходимо при заключении договора с энергоснабжающей организацией снизить значение реактивной мощности, которое экономически эффективно получать из энергосистемы со значения 11923,86 до 8066,56 квар, либо путем установки потребителей реактивной мощности, либо отпуск избыточной мощности сторонним организациям, предприятиям.

 

 

 

 

 

 

Лист

38

 

7.3 Проверка трансформаторов ГПП и ЦТП на перегрузочную способность

 

7.3.1 Проверка трансформаторов ГПП на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

 

Выбранные трансформаторы должны быть проверены на перегрузочную способность.

Трансформаторы на подстанциях могут испытывать:

Систематические перегрузки – в течение длительного времени вследствие неравномерности графика нагрузки.

Аварийные перегрузки на двух трансформаторных подстанциях при выходе из строя одного из трансформатора.

Перегрузка трансформаторов регламентируется ГОСТом 14209-97, [12].

На систематическую перегрузку:

 

                                                   ,                                            (7.6)

Если , то трансформатор не испытывает систематических перегрузок, следовательно, выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на систематическую перегрузку.

На аварийную перегрузку:

 

                                                   ,                                             (7.7)

Если Кнтав*≥ 1 то трансформатор не испытывает аварийных перегрузок.

В противном случае на суточный зимний график нагрузки наносим линию параллельную оси абсцисс с ординатой равной величине Кнт ав*, (рисунок 5.1).

По пересечению графика нагрузок и линии Кнт ав* определяем время аварийной  перегрузки , .

Определяем коэффициент начальной загрузки в аварийном режиме К1ав:

 

                                        ,                                  (7.8)

 

 

 

 

 

Лист

39

 

В выражении (7.8) суммирование ведется по тем ступеням графика, которые не относятся к зоне аварийной  перегрузки.

Определяем коэффициент аварийной  перегрузки по графику :

 

                                        ,                                  (7.9)

 

В выражении (7.9) суммирование ведется по тем ступеням графика, которые относятся к зоне аварийной перегрузки.

;

Для подстанции при К1ав  = 1,56, tпав = 24 ч, Θ = -13,1ºС и системы охлаждения трансформатора Д по таблице 1.28 [11] находим величину допустимого коэффициента аварийной перегрузки методом интерполяции К2допав = 1,55.

Проверку осуществляем по выражению:

 

                                                   К2ав ≤ К2допав,                                          (7.10)

 

1,4<1,55 – следовательно, выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку. Однако, при совпадении аварийной ситуации с максимумом нагрузки допускается отключение потребителей 3 категории.

Параметры трансформаторов ГПП сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 – Параметры трансформаторов для ГПП.

Тип

S, МВА

Uвн, кВ

Uнн, кВ

Uкз, %

Iхх, %

Рхх, кВт

Ркз,кВт

ТДН

16

115

10,5

10,5

0,85

21

85

 

7.3.2 Проверка трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

 

Однотрансформаторные п/ст проверяем на систематическую перегрузку, а двухтрансформаторные п/ст на аварийную перегрузку, при отключении одного из трансформаторов.

Систематическая определяется по выражению:

 

                                                    ,                                          (7.11)

Если  >1, то трансформатор не испытывает систематической перегрузки.

 

 

 

 

 

Лист

40

 

Аварийная перегрузка определяется по выражению:

 

                                                   ,                                         (7.12)

 

Если Кнтав*≥ 1 то трансформатор не испытывает аварийных перегрузок.

Примечание: Поскольку отсутствует суточный график нагрузки для каждого цеха завода, то проверку трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность осуществляем с использованием упрощенных таблиц допустимых аварийных перегрузок, [12].

По таблице 1 приложения Н для tп = 13 ч, θ=13,1 0С и системы охлаждения трансформаторов ONAN (трансформаторы мощностью 6300 кВА включительно), определяем k2доп; k2доп=1,4, далее определяем Sдоп, по выражению:

 

                                                 ,                                        (7.13)

 

Проверку осуществляем по выражению:

 

                                                     ,                                            (7.14)

 

Например, для однотрансформаторной подстанции ТП№9:

Для двухтрансформаторной подстанции ТП№1:

Проверка других трансформаторов сведена в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 – Проверка трансформаторов на перегрузочную способность

№ ТП

Категория

SрТП

Sнт

n

     

Sдоп

9

III

494,098

630

1

1,28

-

-

-

10

III

1069,97

1600

1

1,5

-

-

-

1

I,III

715.16

630

2

-

0.88

1.4

882

2

I

2525.29

2500

2

-

0,9

1,4

3500

3

I

2525.29

2500

2

-

0,9

1,4

3500

5

II

1313.87

1000

2

-

0.76

1.4

1400

7

II

2570.77

2500

2

-

0,97

1,4

3500

8

I

456.783

400

2

-

0,88

1,4

560

4

I

9259.52

6300

2

-

0,68

1,5

9450

6

I

9356.74

6300

2

-

0,67

1,5

9450

 

 

 

 

 

 

Лист

41

 

8 Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

 

8.1 Расчёт капитальных затрат на кабельные линии

 

Капитальные затраты на кабельные линии определяются согласно выражению:

 

                                   ,                           (8.1)

  

где  - протяженность участка кабельной линии, км;

       - удельная стоимость 1 км кабельной линии, тыс.руб/км;

       - поправочный коэффициент к стоимости строительства; принимается равным 1,14;

      - стоимость работ по монтажу кабельных линий, тыс.руб/км;

      m – количество кабелей.

 

Результаты расчетов сведены в таблицу 8.1.

 Таблица 8.1 - Расчет капитальных затрат на кабельные линии

Участок

Марка кабельной линии

m, шт

L, км

Цена 1 км КЛ в тыс. руб.

Стоимость монтажа, тыс. руб/км

Общая цена в тыс. руб.

1 вариант

ГПП-ТП1

АПвЭВ (3х25)

2

0,43

404,116

8900

4758,98

ГПП-ТП2

3 АПвВ (1х120)

6

0,245

265,192

8900

2930,18

ТП2-ТП3

3 АПвВ (1х50)

6

0,031

198,81

8900

356,68

ГПП-ТП4

3 АПвВ (1х400)

6

0,13

615,912

8900

1866,65

ТП4-печи

АПвЭВ (3х70)

10

0,14

517,16

8900

2245,83

ГПП-ТП5

АПвЭВ (3х25)

2

0,162

404,116

8900

1792,92

ГПП-ТП6

3 АПвВ (1х500)

6

0,156

798,167

8900

2434,45

ТП6-СД

АПвЭВ (3х95)

8

0,02

595,245

8900

311,5

ТП6-ТП7

3 АПвВ (1х50)

6

0,134

198,81

8900

1541,8

ГПП-ТП8

АПвЭВ (3х50)

2

0,173

459

8900

1936,31

ТП8-ТП9

АПвЭВ (3х35)

2

0,104

435,638

8900

1158,48

ТП9-ТП10

АПвЭВ (3х25)

2

0,096

404,116

8900

1062,47

Итого,  Ккл

22396,216

2 вариант

ГПП-ТП1

АПвЭВ (3х25)

2

0,43

404,116

8900

4758,98

 

 

 

 

 

 

Лист

42

 

Продолжение таблицы 8.1

ГПП-ТП2

3 АПвВ (1х50)

6

0,245

198,81

8900

2818,94

ГПП-ТП3

3 АПвВ (1х50)

6

0,274

198,81

8900

3152,61

ГПП-ТП4

3 АПвВ (1х400)

6

0,13

615,912

8900

1866,65

ТП4-печи

АПвЭВ (3х70)

10

0,14

517,16

8900

2245,83

ГПП-ТП5

АПвЭВ (3х25)

2

0,162

404,116

8900

1792,92

ГПП-ТП6

3 АПвВ (1х400)

6

0,156

615,912

8900

2239,9

ТП6-СД

АПвЭВ (3х95)

8

0,02

595,245

8900

311,5

ГПП-ТП7

3 АПвВ (1х50)

6

0,29

198,81

8900

3336,7

ГПП-ТП8

АПвЭВ (3х25)

2

0,173

404,116

8900

1914,66

ГПП-ТП9

АПвЭВ (3х35)

2

0,28

435,638

8900

3118,9

ТП9-ТП10

АПвЭВ (3х25)

2

0,096

404,116

8900

1062,47

Итого, Ккл

28620,198

 

8.2 Расчёт капитальных затрат на строительство подстанций и РУ

 

Капитальные затраты на строительство трансформаторных подстанций и РУ складываются из вложений в комплектные трансформаторные подстанции, в собственно трансформаторы и в ячейки ГПП с учётом монтажных работ:

 

            ,    (8.2)

 

где - стоимость комплектной трансформаторной подстанции, тыс.руб.;

      - количество комплектных трансформаторных подстанций, шт;

      - стоимость силового трансформатора, тыс.руб.;

      - количество силовых трансформаторов, шт;

     -стоимость ячейки К-104М, ТН, ТСН, тыс.руб.;

     -количество ячеек, шт;

      - капитальные затраты на монтаж КТП, принимается 99,5 тыс.руб. для пристроенных ТП, 93 тыс.руб. для внутрицеховых ТП;

    - капитальные затраты на монтаж ячеек, принимается 192,3 тыс.руб.

 

Результаты расчетов сведены в таблицу 8.2.

   Таблица 8.2 – Капитальные затраты на строительство КТП 1 варианта

Наименование

Тип

Цена, тыс.руб.

Кол-во

Стоимость, тыс.руб.

2 КТП-400/10/0,4

Проходная

325,3

1

325,3

КТП-630/10/0,4

Проходная

162,85

1

162,85

 

 

 

 

 

Лист

43

 

Продолжение таблицы 8.2

2 КТП-630/10/0,4

Тупиковая

258,87

1

258,87

2 КТП-1000/10/0,4

Тупиковая

370,5

1

370,5

КТП-1600/10/0,4

Тупиковая

1125

1

1125

2 КТП-2500/10/0,4

Проходная

2020

1

2020

Тупиковая

1930

2

3860

2 КТП-6300/10/6

Проходная

2590

1

2590

Тупиковая

2500

1

2500

Итого

 

 

 

13212,52

 

   Таблица 8.3 – Капитальные затраты на строительство КТП 2 варианта

Наименование

Тип

Цена, тыс.руб.

Кол-во

Стоимость, тыс.руб.

2 КТП-400/10/0,4

Тупиковая

245,65

1

245,65

КТП-630/10/0,4

Проходная

162,85

1

162,85

2 КТП-630/10

Тупиковая

258,87

1

258,87

2 КТП-1000/10/0,4

Тупиковая

370,5

1

370,5

КТП-1600/10/0,4

Тупиковая

1125

1

1125

2 КТП-2500/10/0,4

Тупиковая

1930

3

5790

2 КТП-6300/10/6

Тупиковая

2500

2

5000

Итого

 

 

 

12952,87

 

   Таблица 8.4 – Капитальные затраты на трансформаторы

Наименование

Цена, тыс.руб.

Кол-во

Стоимость, тыс.руб

ТМЗ-400/10/0,4

187

2

374

ТМЗ-630/10/0,4

276

3

828

ТМЗ-1000/10/0,4

465,5

2

931

ТМЗ-1600/10/0,4

684

1

684

ТМЗ-2500/10/0,4

949

6

5694

ТМ-6300/10/6

1640

4

6560

Итого

 

 

15071

 

   Таблица 8.5 – Капитальные затраты на ячейки 1 варианта

Наименование

Тип

Цена, тыс.руб.

Кол-во

Стоимость, тыс.руб.

К-104 М

Вводная

268

2

536

Секционная

223

1

223

Отходящая

210

8

1680

ТН (НАМИТ-10)

-

56

2

112

ТСН (ТСЗС-40/10)

-

120,5

2

241

Итого

 

 

 

2792

 

 

 

 

 

Лист

44

 

   Таблица 8.6 – Капитальные затраты на ячейки 2 варианта

Наименование

Тип

Цена, тыс.руб.

Кол-во

Стоимость, тыс.руб.

К-104 М

Вводная

268

2

536

Секционная

223

1

223

Отходящая

210

10

2100

ТН (НАМИТ-10)

-

56

2

112

ТСН (ТСЗС-40/10)

-

120,5

2

241

Итого

 

 

 

3212

 

По формуле (8.2):

 

 

Капитальные затраты на сооружение распределительной сети:

 

                                               ,                                       (8.3)

 

Для 1 варианта:

Для 2 варианта:

 

8.3 Определение капитальных вложений с учётом фактора времени

 

На практике выход на режим нормальной эксплуатации затягивается на несколько лет. Предполагаемый срок строительства 3 года. Учёт фактора времени при расчёте капитальных затрат проводится на основании выражения:

 

                                     ,                              (8.4)

 

где  Ki – инвестиции t-го году;

       t – порядковый год строительства (t=1, 2, 3 … Т);

       T – срок строительства в годах;

      Ен – норматив приведения разновременных затрат (0,1).

 

Распределение капвложений по годам представлено в таблице 8.7.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

45

 

       Таблица  8.7 – Инвестиции с учетом фактора времени.

Год строительства

Вариант 1

Вариант 2

Доля ежегодных вложений, %

К1,

тыс.руб.

Доля ежегодных вложений, %

К2,

тыс.руб.

1

40

25257,99

40

27996,08

2

40

25257,99

40

27996,08

3

20

12628,99

20

13998,04

Итого

100

63144,97

100

69990,2

 

 

8.4 Определение ежегодных эксплутационных расходов

 

Ежегодные эксплуатационные расходы определяются по формуле:

 

             ,      (8.5)

 

где Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб.;

      Сот фонд оплаты труда обслуживающего персо­нала, тыс. руб.;

      Ссн – отчисления на социальные нужды, тыс. руб;

      Снс – отчисления на социальное страхование от несчастных случаев, тыс. руб;

      Срэ – годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, тыс. руб.;

      Срс – годовые затраты на ремонт строительной части, тыс. руб.;

      Са – амортизационные отчисления на полное восстанов­ление основных фондов, тыс. руб.;

      Со.с – платежи по обязательному страхованию имущества, тыс. руб.;

      Скр – затраты на оплату процентов по краткосрочным ссу­дам банков, тыс. руб.;

      Соб – общесетевые расходы, тыс. руб.;

      Спр  – прочие расходы, тыс. руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

46

 

8.4.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии

 

Стоимость потерь электрической энергии определяется по выражению:

 

                                                                                          (8.6)

 

где -ставка на оплату потерь электроэнергии в сетях, принимаем 911,8 руб/МВт∙ч;

      - годовые потери электроэнергии в МВт∙ч.

 

                                                   ,                                           (8.7)

 

где - потери активной мощности в сети,  МВт;

       - годовое время максимльных потерь, ч.

 

Потери активной мощности в сети:

 

                                               ,                                       (8.8)

 

где -потери мощности в кабельных линиях, МВт, см. раздел 6;

       - потери мощности в трансформаторах, МВт, см.п. 5.4.

 

                                         ,                                  (8.9)

 

,

 

1 вариант:

 

МВт·ч,

 

2 вариант:

 

 МВт·ч,

 

Стоимость потерь электрической энергии составит:

 

тыс.руб.

 тыс.руб.

 

 

 

 

 

Лист

47

 

8.4.2 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала

 

Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала определяется как сумма основной и дополнительной заработной платы:

 

                                  ,                         (8.10)

 

где - основная заработная плата;

      -доплаты до часового фонда заработной платы, принимаются в размере 85% от основной заработной платы;

     -доплаты до дневного фонда, принимаются в размере 4% от часового фонда;

     -доплаты до месячного фонда, учитываются в размере 6% от дневного фонда;

    -доплаты по районному коэффициенту, (1,15).

 

                                                ,                                      (8.11)

 

где , ,  - соответственно общая численность обслуживающего персонала, количество рабочих и служащих, чел;

        - действительный фонд рабочего времени в год, ч (1850ч);

        - часовая тарифная ставка для оплаты соответствующего разряда, руб.

 

Расчеты нормативной численности электротехнического персонала для 1 и 2 вариантов сведены в таблицу 8.9.

 Таблица 8.9 – Сводная таблица нормативной численности персонла

Группа оборудования

приложения

Расчетная численность персонала

Поправочный коэффициент

Нормат. числен.

В том числе специалисты, руководители, служащие

%

Чел.

1 вариант

КЛ 6, 10 кВ

Н

0,0381∙1,821=0,07

1,331

0,09

20

0,018

КТП

П

0,0287∙8+0,0258∙2=0,28

1,331

0,37

30

0,111

Тр-ры

Р

0,0174∙18=0,31

1,331

0,41

30

0,123

Ячейки КРУ

Р

0,0088∙15=0,132

1,331

0,18

30

0,054

Оперативный персонал

С

0,66∙10=6,6

1,331

8,8

20

1,76

итого

 

 

 

9,85

 

2,066

 

 

 

 

 

Лист

48

 

Продолжение таблицы 8.9

2 вариант

КЛ 6, 10 кВ

Н

0,0381∙2,396=0,09

1,331

0,12

20

0,024

КТП

П

0,0287∙8+0,0258∙2=0,28

1,331

0,37

30

0,111

Тр-ры

Р

0,0174∙18=0,31

1,331

0,41

30

0,123

Ячейки КРУ

Р

0,0088∙17=0,15

1,331

0,2

30

0,06

Оперативный персонал

С

0,66∙10=6,6

1,331

8,8

20

1,76

итого

 

 

 

9,9

 

2,078

 

Количество рабочих определяется по формуле:

 

                                                   ,                                         (8.12)

 

По данным таблицы (8.9) и по формуле (8.12):

1 вариант: ;

2 вариант: .

 

Распределение рабочих по специальностям представлено в таблице 8.10.

 Таблица 8.10 – Распределение рабочих по специальностям

Разряд

Специальность

Кол-во чел.

Часовая тарифная ставка, руб.

1 вариант

III

Электромонтер связи

Слесарь по ремонту э/оборудования

Электромонтер по обслуживанию п/ст

1

1

2

32,4

IV

Электромонтер по обслуживанию п/ст

Электромонтер по ремонту обмоток

1

1

36,5

V

Электромонтер по ремонту э/оборудования

1,78

40,5

2 вариант

III

Электромонтер связи

Слесарь по ремонту э/оборудования

Электромонтер по обслуживанию п/ст

1

1

2

32,4

IV

Электромонтер по обслуживанию п/ст

Электромонтер по ремонту обмоток

1

1

36,5

V

Электромонтер по ремонту э/оборудования

1,8

40,5

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

49

 

По формуле (8.11):

1 вариант:

2 вариант:

 

Тогда доплаты составят:

1 вариант:

2 вариант:

 

По формуле (8.10):

1 вариант:

2 вариант:

 

8.4.3 Фонд оплаты труда служащих

 

                                             ,                             (8.13)      

 

где  - месячная тарифная ставка или оклад работника, руб;

       - дополнительная заработная плата (1,85);

       m – номенклатура должностей.

 

Распределение служащих по должностям представлено в таблице 8.11.

   Таблица 8.11 – Распределение служащих по должностям

Должность

Количество, чел.

Месячный оклад, тыс.руб.

1 вариант

Главный энергетик

1

21

Инженер-электрик

1,066

13,5

всего

2,066

-

2 вариант

Главный энергетик

1

21

Инженер-электрик

1,078

13,5

всего

2,078

-

 

 

 

 

 

 

 

Лист

50

 

Тогда по формуле (8.13) годовой фонд оплаты труда служащих составит:

 

1 вариант:

2 вариант:

 

В итоге годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала завода составит:

 

                                               ,                                      (8.14)

 

1 вариант:

2 вариант:

 

8.4.4 Отчисления на социальные нужды

 

Отчисления на социальные нужды принимаются равными согласно законадательству 26% от фонда заработной платы:

 

1 вариант:

2 вариант:

 

8.4.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев

 

Данные отчисления для электроэнергетики принимаются равными 5-6% от фонда оплаты труда:

 

1 вариант:

2 вариант:

 

8.4.6 Амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов

 

Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов определяется:

 

                                      ,                            (8.15)

 

где ,  - капитальные вложения в КЛ, КТП и РУ, тыс.руб.;

      ,  - нормы амортизационных отчислений на реновацию (4,35% для КЛ и 5,55% для подстанций и РУ).

 

 

 

 

 

Лист

51

 

 

 

1 вариант:

2 вариант:

 

8.4.7 Годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения

 

Итоговые материальные затраты на ремонт электрооборудования и электрических сетей:

 

                                    ,                          (8.16)

 

где  ,  - нормы отчислений на ремонт и обслуживание оборудования и электрических сетей (2,3% для КЛ и 3,9% для подстанций и РУ).

 

1 вариант:

2 вариант:

 

8.4.8 Годовые затраты на ремонт строительной части

 

                                              ,                                    (8.17)

 

где К – капитальные затраты на сооружение распределительной сети.

 

1 вариант:

2 вариант:

 

8.4.9 Затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков

 

                              ,                     (8.18)

 

где Фр – банковская ставка рефинансирования в долях единицы (0,0825).

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

52

 

1 вариант:

2 вариант:

8.4.10 Общесетевые расходы

 

                                                  ,                                         (8.19)

 

1 вариант:

2 вариант: .

 

8.4.11 Прочие расходы

 

                                        ,                              (8.20)

 

1 вариант:

2 вариант:

 

8.4.12 Платежи по обязательному страхованию имущества

 

                                                 ,                                       (8.21)

 

1 вариант:

2 вариант:

 

8.4.13 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

 

По формуле (8.5):

 

1 вариант:

2 вариант:

 

 

 

 

 

 

 

Лист

53

 

8.5 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

 

                                               ,                                      (8.22)

 

где  - удельный ущерб от отключений электроснабжения;

      - среднегодовая мощность потребителей III категории, кВт;

      - продолжительность перерыва электроснабжения, ч;

      - коэффициент режима работы.

 

                                                       ,                                             (8.23)

 

 

По таблице 3 (п.3.2) мощность потребителей 3 категории равна:

 

 

По формуле (8.21) ущерб составит:

 

1 вариант:

2 вариант:

Суммарные эксплуатационные затраты с учетом ущерба составляют:

 

                                                    ,                                           (8.24)

 

1 вариант: .

2 вариант:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

54

 

8.6 Годовые приведенные затраты

 

Годовые приведенные затраты определяются по формуле:

 

                                               ,                                     (8.25)

 

где  - нормативный коэффициент экономической эффективности, (0,15).

 

1 вариант:

2 вариант:

 

Для реализации принимается вариант распределительной сети с меньшими приведенными затратами. В данном случае это вариант 1.

 

8.7 Экономическая оценка инвестиционного проекта

 

Для оценки инвестиционного проекта необходимо рассмотреть полный инвестиционный цикл. Для этого предполагается, что первый год требуется для проектирования и согласования проекта, при этом стоимость этих работ принимается 5% от капитальных вложений:

 

                                                  ,                                         (8.26)

 

Инвестирование в проект происходит в течение 3 лет, при этом вложения осуществляются согласно таблице 8.7 (инвестиции с учетом фактора времени).

При расчете учитывается, что величина дохода ежегодно увеличивается на 5%, а величина затрат – на 3% в год.

Доходы от деятельности предприятия вычисляются по формуле:

 

                                                ,                                       (8.27)

 

где Рр – расчетная активная нагрузка по заводу, МВт;

Тм – число часов использования максимума нагрузки, ч;

zпер – тариф на передачу электроэнергии, руб./МВт∙ч.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

55

 

Величина тарифа на передачу электроэнергии определяется по выражению:

 

                                                 ,                                       (8.28)

где  -  ставка за содержание электрических сетей, руб./МВт∙мес;

       -  ставка на оплату технологического расхода в электрических сетях, руб/МВт∙ч.

 

 

Тогда в первый год по формуле (8.27):

 

Затраты в первый год – затраты на проектирование, во 2-4 года распределяются согласно таблице 8.7. В 5-10 года затраты определяются по формуле:

 

                                                    ,                                           (8.29)

 

где  Сэ – годовые эксплуатационные затраты.

 

Текущая прибыль определяется как разность между доходами и затратами:

 

                                                    ,                                          (8.30)

 

Дисконтированные затраты по годам:

 

                                                  ,                                         (8.31)

 

где Ен – норма дисконта;

      t – год.

 

Кроме основных затрат на производство предприятие платит налоги: НДС и налог на имущество:

 

                                   ,                          (8.32)

 

                                                 ,                                       (8.33)

 

 

 

 

 

 

 

Лист

56

 

Сумма НДС, выплачиваемая предприятием, будет увеличиваться пропорционально затратам на 3%, а налог на имущество снижаться, т.к. при начислении амортизации стоимость ОПФ будет уменьшаться на 5% в год.

Текущая прибыль без налогов рассчитывается по формуле:

 

                                            ,                                   (8.34)

 

Прибыль в распоряжении предприятия:

 

                                                   ,                                          (8.35)

 

Средства в распоряжении предприятия:

 

                                                   ,                                         (8.36)

 

Дисконтированная прибыль по годам определяется по формуле, начиная с 5 года:

 

                                                  ,                                        (8.37)

 

Чистый дисконтированный доход в первый год равен дисконтированным затратам по первому году, он определяется как сумма между предыдущим значением ЧДД и дисконтированной прибылью по соответсвующему году. Срок окупаемости проекта будет считаться с момента получения предприятием дохода.

Фактический срок окупаемости:

 

                                               ,                                      (8.38)

 

где Тц – целое число лет от начала эксплуатации распределительной сети завода, когда ЧДД остается отрицательным;

       ∆Тф.ок – дробная часть срока окупаемости, определяемая по формуле:

 

                                              ,                                     (8.39)

где  - абсолютная величина по модулю последнего отрицательного значения ЧДД;

         - величина последующего после него положительного значения ЧДД.

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

57

 

Расчет НДС приводится в таблице 8.13.

 

   Таблица 8.13 – Расчет НДС

Показатели

Годы эксплуатационной фазы Т2

5

6

7

8

9

10

11

1 Фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды и на страхование от несчастных случаев с индексацией на 1,03

2,77

2,85

2,93

3,02

3,11

3,21

3,3

2 Текущая прибыль

24,03

25,47

27

28,62

30,32

32,1

34

3 Всего добавленная стоимость

26,79

28,32

29,94

31,64

33,43

35,3

37,3

4 Налог на добавленную стоимость

4,82

5,1

5,39

5,69

6,02

6,36

6,72

 

Расчет показателей экономической эффективности 1 варианта представлен в таблице 8.14

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 8.14 - Расчет показателей экономической эффективности

Показатели

Обозначение

Инвестиционный цикл Т, его фазы и годы

Т0

Т1

Т2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1 Доходы

индекс 1,05

-

-

-

-

-

1

1,05

1,10

1,16

1,22

1,28

1,34

млн.р.

Pt

-

-

-

-

36,39

38,21

40,12

42,12

44,23

46,44

48,76

2 Затраты с учетом ущерба

индекс 1,03

-

-

-

-

-

1,00

1,03

1,06

1,09

1,13

1,16

1,19

млн.р.

Зt

3,55

30,56

27,78

12,63

12,36

12,73

13,11

13,51

13,91

14,33

14,76

3 Текущая прибыль

Пt

-3,55

-30,56

-27,78

-12,63

24,03

25,47

27

28,62

30,32

32,11

34

4 Норма дисконта

0,14

0,13

0,13

0,12

0,11

0,11

0,10

0,10

0,09

0,9

0,08

5 Дисконтированные затраты по годам

__Зt__

(1+Ен)t

3,11

23,93

19,26

8,03

7,34

6,81

6,73

6,3

6,41

6,05

6,33

6 Налоги, включаемые в себестоимость

-

-

-

-

-

             

НДС

4,82

5,1

5,39

5,69

6,02

6,36

6,72

налог на имущество

1,35

1,27

1,2

1,13

1,07

1,01

0,95

всего

6,17

6,37

6,59

6,83

7,09

7,36

7,67

7 Текущая прибыль без налогов

Пtн

-3,55

-30,56

-27,78

-12,63

17,86

19,1

20,41

21,79

23,23

24,75

26,34

8 Прибыль, остающаяся у предприятия (80% п.7)

П

-3,55

-30,56

-27,78

-12,63

14,28

15,28

16,33

17,43

18,58

19,8

21,07

9 Амортизация с индексацией на 1,03

Ar

-

-

-

-

3,24

3,33

3,54

3,86

4,35

5,04

6,02

10 Сальдо прибыли и амортизации (п.8+п.9)

Пс

-3,55

-30,56

-27,78

-12,63

17,52

18,62

19,87

21,29

22,93

24,84

27,09

11 Дисконтированная прибыль по годам

Пt__

(1+Ен)t

-3,11

-23,93

-19,26

-8,03

10,4

9,95

10,2

9,93

10,56

10,49

11,62

12 Чистый дисконтированный доход

Дч

-3,11

-27,05

-46,3

-54,33

-43,93

-33,98

-23,78

-13,85

-3,29

7,2

18,82

13 Внутренняя норма доходности, ед.

Евн

Ен=0,141

14 Срок окупаемости инвестиций, год

Тф.ок

Т=5,3

15 Рентабельность, ед.

-

0,121

0,188

 

 

 

 

 

 

Лист

59

 

Индекс рентабельности (строки 5 и 11 таблицы 8.14) определяются по формуле:

 

                                                      ,                                           (8.40)

 

Расчет внутренней нормы доходности Ев.н.:

 

Внутрення норма доходности определяется методом подбора. Необходимо подобрать такое значение, при котором левая и правая части выражения будут равны по абсолютной величине.

Принимаем Ев.н.=0,145 тогда (данные строк 2 и 10 таблицы 8.14):

 

 

 

52,74≈52,79.

 

 

 

 

 

 

Лист

60

 

9 Расчет токов короткого замыкания и определение теплового импульса

 

Вычисление токов короткого замыкания необходимо для:

– выбора аппаратов, шин, изоляторов и проверки их работы при коротком замыкании;

– выбора устройств ограничения токов короткого замыкания;

– проектирования релейной защиты и ее настройки;

– проектирования и расчета защитных заземлений.

В практических расчетах токов короткого замыкания существуют следующие допущения:

– считается, что трехфазная система симметрична;

– не учитываются переходные сопротивления в точке короткого замыкания, то есть короткое замыкание считается глухим;

– принимается, что в течение всего процесса короткого замыкания ЭДС всех генераторов системы совпадает по фазе;

– не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянные, не зависящие от тока, индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

– намагничивающими токами силовых трансформаторов пренебрегают;

– не учитываются емкости всех элементов цепи.

Для расчета трехфазного короткого замыкания необходимо составить расчетную схему. Расчетная схема – это однолинейная схема электроустановки с указанием тех элементов и их параметров, которые влияют на значение тока короткого замыкания. Расчетная схема представлена на рисунке 9.1.

Рисунок 9.1  - Расчетная схема

 

 

 

 

 

Лист

61

 

По расчетной схеме составляют схему замещения, заменяя электромагнитные связи электрическими, рисунок 9.2.

Рисунок 9.2  – Схема замещения

 

Данные системы: Sн=800 МВА, .

 

Сопротивление системы определяется по формуле:

 

                                                    ,                                            (9.1)

 

где  - реактивное сопротивление системы на стороне 110 кВ, отнесенное к мощности системы;

       - номинальное напряжение сети, В;

       - мощность системы, ВА.

 

 Ом.

Ом.

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

62

 

Сопротивление питающей воздушной линии АС-120: хо = 0,429 Ом/км; rо = 0,37 Ом/км; l = 11,3 км, [5]:

 

                                                     ,                                              (9.2)

 

Ом;

 Ом.

                                                            

                                                      ,                                               (9.3)

 

 Ом;

 Ом.

 

Сопротивление трансформатора ГПП:

 

                                                  ,                                           (9.4)

 

                                                  ,                                           (9.5)

 

Ом.

Ом.

Ом.

 

Определяется величина тока трехфазного короткого замыкания Iкз в точке К1 по формуле:

 

                                           ,                                    (9.6)

 

где ,  - суммарное  сопротивление цепи до расчетной точки короткого замыкания.

 

 

 

 

 

 

Лист

63

 

 Ом;

 Ом.

кА.

 

Определяется величина ударного тока короткого замыкания:

 

,                                           (9.7)

 

где kуд – ударный коэффициент, принимается равным 1,7.

 

кА.

 

Для проверки выбранного оборудования, проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса Bk, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике.

 

                                                  ,                                         (9.8)

 

где Iпτ – значение периодической составляющей тока короткого замыкания при t = τ;

    τ – расчетное время;

   Ta -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

 

Расчетное время определяется по выражению:

 

                                               ,                                    (9.9)

 

где   tв – собственное время отключения выключателя, для современных выключателей оно не превышает 0,1 с;

      tрз – время срабатывания релейной защиты (принимается равным 0,02с);

      n – количество ступеней селективности;

     – продолжительность ступени селективности (0,3с).

 

Для точки К1 Та принимается равным 0,05с, тогда:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

64

 

Определяется величина тока трехфазного короткого замыкания Iкз в точке К2.

Определяется суммарное  сопротивление цепи до расчетной точки короткого замыкания:

 Ом;

 Ом.

 

Ток короткого замыкания в точке К2:

, кА.

 

Определяется величина ударного тока короткого замыкания в точке К2.

Согласно [15]:

 

                                             ,                                      (9.10)      

 

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с, определяемая соотношением:

                                                   ,                                          (9.11)

 

φк – угол сдвига по фазе между апериодической составляющей тока КЗ и напряжение, рад, который определяют по формуле:

 

                                                  ,                                        (9.12)

При отношении – ударный коэффициент  тока КЗ допустимо определять по формуле:

                                                  ,                                        (9.13)

 

Так для точки К2:

 

;

 

 

 

 

 

Лист

65

 

  ;

  ;

;

 кА.

 

Определяется величина теплового импульса в точке К2:

 

 

Определяется величина тока трехфазного короткого замыкания Iкз в точке К3.

Определяется суммарное  сопротивление цепи до расчетной точки короткого замыкания:

 

 Ом;

 Ом.

 

Ток короткого замыкания в точке К3:

 

, кА.

 

Определяется величина ударного тока короткого замыкания в точке К3:

 

 

 

 

 

 

Лист

66

 

 кА.

 

Определяется величина теплового импульса в точке К3:

 

Определяется величина тока трехфазного короткого замыкания Iкз в точке К4:

 

                                                  ,                                        (9.14)

где  -суммарное сопротивление цепи, приведенное к напряжению 0,4 кВ.

 

, (9.15)

 

где   хс – сопротивление системы:

;

        хвл, rвл – сопротивление воздушной линии:

;

        хт, rт – сопротивление трансформатора ГПП:

;

        хкл, rкл – сопротивление кабельной линии:

;

      

 

 

 

 

 

Лист

67

 

        хтр, rтр – сопротивление трансформатора ТП1, согласно [5]:

 

;

       ха, rа – сопротивление автоматического выключателя: По таблице 6.16 [5]: Iн = 600 А;  Ом;  Ом;  Ом;

      хтт, rтт – сопротивление трансформатора тока: К установке принимаем трансформаторы тока класса точности 1. Сопротивления трансформаторов тока принимаем по таблице 6.15 [5]. Для ТП1 принимаем трансформатор тока с коэффициентом трансформации 600/5:

;

        хш, rш – сопротивление шин ТП1. Определяем расчетный ток на стороне НН ТП1 по формуле:

                                                                                          (9.16)

 

 

По таблице 3.4 [5] по допустимому току для алюминиевых шин определяем размеры шин, а по таблице 6.12 [5] определяем активное и индуктивное сопротивления плоских шин. 

А.

По таблице 3.4 при числе полос на фазу равному 1 и Iдоп = 1320 А -   определяем размеры шин 80×8, по таблице 6.12 [5] для размера шин 80×8 и  при расстоянии между фазами 300 мм определяем:  x0 = 0,00017 Ом/м. r0 = 0,000055 Ом/м, l=5м.

 

                                                     ,                                           (9.17)

 

 Ом;

 

                                                      ,                                            (9.18)

 

 Ом;

 

 

 

 

 

Лист

68

 

 

Определяется величина ударного тока короткого замыкания в точке К4:

 

;

;

;

;

 кА.

 

Определяется величина теплового импульса в точке К4:

 

Определяется ток трехфазного короткого замыкания Iкз в точке К7.

Определяется суммарное сопротивление цепи до расчетной точки короткого замыкания, приведенное к напряжению 6 кВ:

 Ом;

           Ом.

Определяется ток подпитки от синхронных двигателей СД IпоСД, А, подключенных к шинам ТП6 марки СД 19-56-40 УХЛ4 с номинальными данными: Р=2500 кВт, cos φ=0.9, sin φ=0.44, η=0,9, Uн=6 кВ.

Определяем начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ синхронного двигателя:

 

                                               ,                                      (9.19)

 

где  - сверхпереходная ЭДС, принимается равной 1,1;

     

 

 

 

 

 

Лист

69

 

       IномСД – номинальный ток синхронного двигателя;

       - сверхпереходное сопротивление, принимается равным 0,2.

 

Номинальный ток синхронного двигателя определяется по формуле:

 

                                              ,                                    (9.20)

 

где Рн – номинальная мощность двигателя, кВт;

      Uн – номинальное напряжение двигателя, кВ;

      сos φ -  коэффициент мощности двигателя;

      η – коэффициент полезного действия двигателя.

 

.

 

 К шинам ТП6 подключено 2 синхронных двигателя, следовательно:

.

 

Ток короткого замыкания без учета подпитки от СД:

.

 

Ток короткого замыкания с учетом подпитки от СД:

 

                                                            

                                                                                     (9.21)

 

 

Полное мгновенное значение тока КЗ в месте короткого замыкания от питающей системы и электродвигателей составит:

 

                                     ,                            (9.22)

 

где  - ударный коэффициент синхронных двигателей при КЗ.

 

 

 

 

 

 

Лист

70

 

Определяется величина теплового импульса Вk:

Для ячейки отходящей линии:

Для секционного выключателя:

Для выключателя ячейки ввода:

Расчет токов короткого замыкания  и теплового импульса для остальных точек выполняется аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 9.1.

 

        Таблица 9.1 – Расчет токов короткого замыкания

Расчетная

точка

x, Ом

r, Ом

Та, с

Iкз, кА

iуд, кА

t, c

Вк, кА2∙с

К1

13,923

4,181

0,05

4,369

10,5

1,07

20,42

К2

0,77

0,068

0,036

7,5

18,657

0,756

42,53

К3

0,838

0,326

0,0082

6,42

12,18

0,1282

5,3

К4

0,016

0,0044

0,0116

13,9

29,5

0,1316

25,43

К5

0,797

0,099

0,026

7,2

12,1

0,146

7,57

К6

0,784

0,0727

0,034

7,3

12,7

0,154

8,21

К7

0,762

0,0731

0,033

9,898

25,12

0,153

14,98

К8

0,794

0,124

0,02

7,2

11,52

0,14

7,26

К9

0,81

0,169

0,015

6,98

10,61

0,135

6,58

 

10 Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений

 

Применяются следующие схемы распределительных устройств на напря­жение 35 кВ и выше:

– блочные;

– мостиковые;

– заход–выход;

– четырехугольника.

Блочной схемой называется схема «блок линия–трансформатор» без сбор­ных шин и связей с выключателями между двумя блоками на двухтранс­форматорной подстанции (между двумя блоками может устанавливаться неав­томатическая перемычка из разъединителей). Блочные схемы применяются на стороне ВН тупиковых подстанций напряжением до 500 кВ включительно, от­ветвительных и проходных подстанций, присоединяемых к одной или двумя линиям, до 220 кВ включительно. Блочные схемы просты, экономичны, но при повреждениях в линии или в трансформаторе автоматически отключаются ли­ния и трансформатор.

Схемы  «блок линия–трансформатор» могут выполнятся:

– без коммутационного аппарата (схема глухого присоединения) или только с разъединителем;

– с отделителем;

– с выключателем.

Схема «блок линия–трансформатор без коммутационных аппаратов» применяется при напряжениях 35–330 кВ и питания подстанций по радиальной схеме. Использование данной схемы целесообразно в случаях, когда подстан­ция размещается в зоне сильного промышленного загрязнения.

Схему «блок линия–трансформатор с отделителем» не рекомендуется применять при проектировании в соответствии с «Рекомендациями по техноло­гическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряже­нием 35–750 кВ» (Издательство НЦ ЭНАС, 2004 г.), а при реконструкции и техническом перевооружении подстанции предусматривать замену отделителей и короткозамыкателей на выключатели.

Схема «блок линия–трансформатор с выключателем» применяется на подстанциях напряжением 35–220 и 500 кВ в тех случаях, когда нельзя исполь­зовать более простые и дешевые схемы первичной коммутации подстанции. На двухтрансформаторных подстанциях напряжением 35–220 кВ применяется схема «блок линия–трансформатор» с выключателем и неавтоматической пере­мычкой со стороны линии.

 

 

 

В соответствии с вышеизложенным главная схема электрических соединений ответвительной  подстанции  110/10 кВ принята типа схема «два блока линия–трансформатор» с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии (рисунок 10.1).

 

Рисунок 10.1 – Главная схема электрических соединений

 

Распределительное устройство высокого напряжения выполняется открытого типа, а низкого напряжения закрытого типа.

 

11 Выбор и проверка оборудования и токоведущих частей ГПП

 

 

 

 

 

 

Лист

73

 

11.1 Открытое распределительное устройство 110 кВ

 

11.1.1 Выбор и проверка питающей линии

 

Рабочий ток питающей линии, А:

 

                                                 ,                                       (11.1)

 

где Sр – полная расчетная нагрузка по заводу;

      n – количество цепей;

      Uн – номинальное напряжение сети.

 

Выбор сечения производится по экономической плотности тока:

 

                                                ,                                       (11.2)

 

где Fэк – экономически целесообразное сечение проводника, мм2;

       јэк – экономическая плотность тока, А/мм2.

 

При TМ = 7824,65 ч - экономическая плотность jэк=1 А/мм2, тогда:

Полученное сечение округляем до стандартного, по условию короны для сети напряжением 110 кВ принимается сечение шин не менее 70 мм2. Марка провода АС. Iдл. доп.=265 А [2].

Выбранное сечение проверяют:

1) на механическую прочность:

Минимально допустимое сечение провода по условиям механической прочности для районов, относящихся к 4-ому по гололедообразованию и 3-ему по ветровым нагрузкам, составляет для сталеалюминиевых проводов 120 мм2. Принимаем сечение провода равное 120 мм2, Iдл. доп.=390 А.

2) по нагреву в аварийном режиме, когда одна из цепей отключена:

 

                                                     ,                                           (11.3)

 

 

 

 

 

Лист

74

 

где Iдл.доп -длительно допустимый ток для выбранного сечения линии, А [2];

      Iав - аварийный ток, приближенно определяемый по формуле:

 

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                        ,                                                                                                                         (11.4)

                                                            

.

390 А > 155,32 А - условие выполняется.

3) на коронирование:

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, Еокр, кВ/см:

 

                                         ,                               (11.4)

 

где   m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для  многопроволочных проводов m = 0,82);

         r0 – радиус провода, см (для АС – 120, r0=0,765 см).

 

,

 

Напряженность электрического поля (Е) около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

 

                                                                                        (11.5)

 

где  U – линейное напряжение, кВ;

       Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

 

При горизонтальном расположении фаз среднее геометрическое расстояние между проводами фаз определяется по формуле:

 

                                                                                            (11.6)

 

где D – расстояние между соседними фазами, см.

 

 

 

 

 

 

 

Лист

75

 

кВ/см,

 

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля (Еmax) у поверхности любого провода не более 0,9∙Еокр, то есть должно выполняться условие:

                                  

                                                                            ,                                    (11.7)

 

,

 

,

 

.

Условие выполняется. Провода не будут коронировать.

4) на термическое действие тока КЗ:

 

                                                  ,                                        (11.8)

 

где Bк – тепловой импульс, равный 20,42 кА∙с2;

      С – постоянная для алюминиевых шин равна 91;

      q – принятое сечение провода, 120 мм2.

 

 - проводник термически стойкий.

5) на электродинамическое действие тока КЗ (на схлестывание) гибкие шины не проверяем, т.к. Iкз=4,369кА<20 кА, iуд=10,5кА<50 кА.

 

11.1.2  Выбор и проверка  изоляторов

 

С высокой стороны применяются натяжные гирлянды изоляторов типа ЛК70/110, [36].

Выбирают изоляторы по напряжению:

 

                                                       ,                                           (11.9)

 

Проверяют по механической прочности:

 

                                                      ,                                        (11.10)

 

 

 

 

 

Лист

76

 

где  - расчетная сила, действующая на изолятор, Н;

       - допустимая разрушающая нагрузка на головку изолятора, Н.

 

 - допустимая разрушающая нагрузка на головку изолятора:

 

                                                   ,                                     (11.11)

 

где  - механическая разрушающая сила при растяжении, для ЛК-70/100 составляет 70000Н.

 

 

 - расчетная сила, действующая на изолятор:

 

                                           ,                             (11.12)

 

где - ударный ток при трехфазном коротком замыкании в точке К1, кА;

       - длина пролета, м;

       - расстояние между фазами, м;

      - коэффициент формы для круглых проводников.

 

776,16Н<42000Н – условие выполняется.

 

11.1.3 Выбор ограничителей перенапряжения

 

Ограничители перенапряжения предназначены для защиты подстанционного оборудования открытых распределительных устройств от коммутационных и грозовых перенапряжений. Выбираем ОПН-110 У1, таблица 7.13 [5]. Данные ОПН сводим в таблицу 11.1

   Таблица 11.1 – Технические данные ограничителя перенапряжения

Наименование аппарата

,кВ

Наибольшее рабочее перенапряжение, кВ

 

Расчётный ток коммутационного перенапряжения, А

ОПН-110У1

110

73

180

280

 

 

 

 

 

 

 

Лист

77

 

11.1.4 Выбор высокочастотных заградителей

 

Выбираем ВЗ-630-0,5У1, таблица 5.19 [16]. Данные ВЗ сводим в таблицу 11.2.

  Таблица 11.2 – Технические данные высокочастотного заградителя

Тип заградителя

Номинальные параметры сети

Тип силового реактора

Индуктивность реактора, Гн

Тип элемента настройки

Габаритные размеры, мм

U, кВ

I, А

Ø

h

ВЗ-630-0,5

110

630

РЗ-630-0,5

0,5

ЭН-0,25

900

1375

 

11.1.5 Выбор и проверка разъединителей

 

Выбираем разъединитель РГП-2-110/1250 УХЛ1 (горизонтально-поворотного типа с полимерной изоляцией), тип привода: ПДС- 03 УХЛ1, [37]. Результат выбора и проверки разъединителей сводим в таблицу 11.3.

       Таблица 11.3 – Результат выбора и проверки разъединителя

Условие выбора и проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

, кВ

110

110

, А

66,067

1250

, кА

10,5

63

 

20,42

1875

 

11.1.6 Выбор и проверка выключателей

 

Выбираем  ВГТ-110II-40/2500У1 с пружинным приводом ППрК (с моторным заводом рабочих пружин), [38]. Результат выбора и проверки выключателей сводим таблицу 11.4.

Таблица 11.4 - Результат выбора и проверки выключателя

Условие выбора и проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

, кВ

110

110

, А

66,067

2500

, кА

10,5

102

, кА

4,369

40

 

20,42

4800

 

 

 

 

 

 

 

Лист

78

 

11.1.7 Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи выключателя

 

Принимаем трансформатор тока типа ТГФМ-110У1, [38]. Результат выбора и проверки трансформаторов тока сводим в таблицу 11.5.

Таблица 11.5 – Результат выбора и проверки трансформатора тока

Условия выбора

Расчётные данные

Каталожные данные

Uном Uуст

Iном Iуст

Uуст=110 кВ

Iуст=66,067 А

Uном=110 кВ

Iном=300 А

Проверка по электродинамической стойкости

iдин iуд

iуд=10,5 кА

iдин= 42кА

Проверка по термической стойкости

 

Вк=20,42 кА2

=867 А2

 

11.1.8 Выбор и проверка трансформаторов тока в цепи силового трансформатора

 

Линейный и нейтральный вводы ВН силового трансформатора снабжены трансформаторами тока. Принимаются встроенные трансформаторы тока типа ТВТ-110-I-300/5, [38]. Результат выбора и проверки трансформаторов тока сводим в таблицу 11.6.

Таблица 11.6  - Результат выбора и проверки трансформатора тока

Условия выбора

Расчетные данные сети

Каталожные данные

 
 

Uап > Uраб

110

110

 

Iап > Iраб

66,067

300

 

Вк, кА2∙с

20,42

1875

 

 

11.1.9  Выбор  аппаратов  в  нейтрали  трансформаторов

 

В установках 110 кВ в нейтрали трансформатора предусматривается заземлитель нейтрали ЗОН, который выбирается по тем же показателям, что и разъединитель. Выбираем ЗОН-110М-1-У1-1, тип привода ПРН-11У1, таблица 5.6 [16]. Кроме заземлителя нейтрали ЗОН-110 в нейтрали трансформатора устанавливается ограничитель перенапряжения, предназначенный для защиты нейтрали от коммутационных и атмосферных перенапряжений. Ограничители перенапряжения должны быть выбраны на то напряжение, на которое выполнена изоляция нейтрали трансформатора. Выбираем: ОПН-110У1, каталожные данные ОПН-110У1 сводим в таблицу 11.7. Результат выбора и проверки ЗОН-110М-1-У1-1 сводим в таблицу 11.8.

 

 

 

 

 

Лист

79

 

Таблица 11.7 – Каталожные данные ОПН

Наименование аппарата

,кВ

Наибольшее рабочее перенапряжение, кВ

ОПН-110У1

110

58

 

Таблица 11.8 – Результат выбора и проверки ЗОН

Величина

Каталожные данные

Расчетные данные

U, кВ

110

110

I, А

400

66,067

iу, А

16

10,5

Вк, кА2∙с

119,07

20,42

 

11.2 Закрытое распределительное устройство 10 кВ

 

11.2.1 Выбор типа и конструкции РУ низкого напряжения

 

Таблица 11.9 – Основные технические данные КРУ серии К-104М

Параметр

Значение

Номинальное напряжение, кВ

10

Наибольшее рабочее напряжение, кВ

12,0

Номинальный ток сборных шин, А

1600,2000,3150

Номинальный ток главных цепей, А

400,630,800,1000,1600

Номинальный ток отключения выключателей, встроенных в КРУ, типа ВВ/ТЕL–10–20/1600УЗ, кА.

 

20

Термическая стойкость трехсекундная, кА

20

Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей шкафов КРУ, кА

 

51

Тип трансформатора тока

ТЛК-10

Тип трансформатора напряжения

НАМИТ

Тип трансформатора тока нулевой последовательности

ТЗЛК

Тип ограничителя перенапряжения

ОПН-РК/ТЕL

Вид обслуживания

двухстороннее

Исполнение

для внутренней установки

Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В

До 220

Габаритные размеры, мм

ширина

глубина

высота

 

750

1480

2900

Масса, кг, не более

800

Срок службы, лет, не менее

25

 

 

 

 

 

 

Лист

80

 

11.2.2 Выбор и проверка шинного моста

 

Шинный мост – это соединение трансформатора с распределительным устройством низкого напряжения (РУ НН).

Шинный мост  не выбирается (!косяк!) по экономической плотности тока:

 

                                                     ,                                          (11.13)

 

где Iраб – рабочий ток на низкой стороне, А.

 

Рабочий ток на низкой стороне:

 

                                               ,                                     (11.14)

 

где  – полная мощность подстанции, МВА;

       n – количество секций;

       - напряжение подстанции с низкой стороны.

 

мм2.

По таблице 7.3 [16] принимаются алюминиевые шины прямоугольного сечения марки АДО 80х10мм, А, ,  мм2.

 

Рисунок 11.1 – Расположение шин

 

Выбранные шины проверяются:

 

- по длительно-допустимому току:

 

                                                     ,                                         (11.15)

 

 

 

 

 

Лист

81

 

  А,

1453,48<1480А – условие выполняется.

 

- на электродинамическую стойкость:

Проверка шинного моста  на изгиб. При механическом расчете шин наибольшая сила (F), Н, действующая на шину средней фазы (при расположении шин в одной плоскости), определяется при трехфазном коротком замыкании по формуле:

 

                                                                             (11.16)

 

где    iуд – ударный ток при трехфазном коротком замыкании, кА;

         l – длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м; (принимается l = 1,7 м);

         а – расстояние между фазами, м; (принимается а = 0,8 м).

 

Сила F создает изгибающий момент (М),  при расчете которого шина рассматривается как многопролетная балка, свободно лежащая на опорах.

 

                                                     ,                                          (11.17)

 

,

Напряжение в материале шин σрасч, (МПа), возникающее при воздействии изгибающего момента:

 

                                                     ,                                          (11.18)

 

где W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной  действию силы, см3:

 

                                                     ,                                         (11.19)

 

  ,

 

 

 

 

 

Лист

82

 

,

Шины механически прочны, если выполняется условие:

 

                                                    ,                                         (11.20)

 

где    - предел прочности на разрыв материала шин, МПа (для алюминия марки АДО =42 МПа).

 

- условие проверки на электродинамическую стойкость выполняется.

 

- на термическую стойкость:

Минимальное сечение, отвечающее термической стойкости:

 

                                               ,                                          (11.21)

 

где  - тепловой импульс;

        с – постоянная для алюминиевых шин с=91.

 

Условие проверки на термическую стойкость:

 

                                                       ,                                           (11.22)

 

<

Условие проверки на термическую стойкость выполняется.

 

11.2.3 Выбор и проверка сборных шин

 

В установках напряжением до 35 кВ включительно применяют сборные шины прямоугольного сечения, которые более экономичны, нежели  круглые шины сплошного сечения. При одинаковой площади поперечного  сечения прямоугольные шины лучше охлаждаются вследствие большей поверхности охлаждения.

Согласно [2] сечение сборных шин РУ всех напряжений по экономической плотности тока не выбирают, в связи с неопределенностью в распределении рабочего тока, режима работы и трудоемкости в определении экономического эффекта.

 

 

 

 

 

 

Лист

83

 

Указанные шины выбирают по допустимому току нагрузки:

 

                                                     ,                                          (11.23)

 

.

По таблице 7.3 [16] выбираются алюминиевые шины сечением 80х10 мм с Iдоп =1480 А. Шины расположены ребром. Проверка сборных шин аналогична проверке проводимой для шинного моста.

 

11.2.4 Выбор и проверка изоляторов

 

Опорные изоляторы выбирают:

- по номинальному напряжению, ;

- по допустимой нагрузке, ,

Fдоп  – допустимая нагрузка на головку изолятора:

 

                                                  ,                                      (11.24)

 

где Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб.

 

Выбираем опорные полимерные изоляторы типа ОСК-16-10-4 УХЛ1, [36].

 

Расчетная сила Fрасч, Н, определяется:

 

                                                                   (11.25)

 

где  iу  – ударный ток при трехфазном коротком замыкании, А;

        l – длина пролета между опорными изоляторами (1,7 м), м;

       a – расстояние между фазами (0,8 м), м;

       kh – поправочный коэффициент на высоту шины.

 

Если шина расположена на ребро, то kh определяется:

 

                                                                                             (11.26)

 

где      Hиз – высота изолятора;

            H – определяется исходя из размеров изолятора (рисунок 11.2).

 

 

 

 

 

Лист

84

 

Рисунок  11.2 – Определение размеров изолятора

 

                                              H = Hиз + b + h/2,                                   (11.27)

 

H = 210 + 10 + 80/2=260 мм,

158,61 <9600 – условие выполняется, следовательно, выбранный изолятор по допустимой нагрузке проходит.

 

Проходные изоляторы выбирают:

1) по номинальному напряжению: Uиз > Uсх;

2) по номинальному току:    Iиз> Iсх, (Iсх=726,74А);

3) по допустимой нагрузке: Fpaсч < Fдоп.                 

 

Выбираем: ИПП-10/2000-12,5 УХЛ1 [36].

Fдоп определяется по формуле (11.24):

Fдоп=0,6 ∙Fразр = 0,6∙ 12500 = 7500 Н.

Расчетная сила Fpaсч, H, определяется по формуле (11.25):

128,12 < 7500 – выбранный изолятор по допустимой нагрузке проходит.

 

11.2.5 Выбор и проверка выключателей

 

Определим токи для ячейки ввода, секционной ячейки и ячейки отходящих линий:

Для ячейки ввода:

 

                                             (11.28)

 

 

 

 

 

Лист

85

 

Для ячейки секционирования:

 

                                           (11.29)

 

Для ячейки отходящих линий:

 

                                           (11.30)

 

где  - номинальная мощность трансформатора;

       k2 – коэффициент аварийной перегрузки;

       Smax – максимальная мощность завода;

        n – число отходящих линий НН.

 

Результат выбора и проверки выключателей сводим в таблицу 11.10, [37].

Таблица 11.10 – Результат выбора и проверки выключателей

Тип выключателя

Расчетные данные сети

       

Ячейка ввода         ВВ/TEL 10–20/1600У2

 

1600

 

 

 

 

 

20

 

 

 

 

 

51

 

 

 

 

 

1200

Ячейка секционирования ВВ/TEL 10–20/1000У2

 

1000

 

 

 

 

 

20

 

 

 

 

 

51

 

 

 

 

 

1200

Ячейка отходящих линий ВВ/TEL 10–20/630У2

 

630

 

 

 

 

 

20

 

 

 

 

 

51

 

 

 

 

 

1200

 

11.2.6 Выбор и проверка трансформаторов тока

 

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле (5 А), а также для отделения цепей управления и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

 

 

 

 

 

 

Лист

86

 

Ячейка ввода:

Максимальный расчетный ток ячейки ввода Iрасч=1293,27А.

Выбирается ТТ ТЛК-10-1500/5 с двумя вторичными обмотками для измерительных приборов и релейной защиты. Номинальная нагрузка такого трансформатора тока в классе точности 0,2S составляет S2=10 ВА (z=0,4 Ом). Ток электродинамической стойкости 100 кА, ток термической стойкости для t=3с равен 40 кА.

Выбранный ТТ проверяют:

1) на термическую стойкость:

 

                                                      ,                                        (11.31)

 

где Iт – предельный ток термической стойкости, кА;

      tт – длительность протекания этого тока, с;

      Вк – тепловой импульс тока короткого замыкания, кА2·с.

 

.

 

2) на динамическую стойкость:

 

                                                       ,                                           (11.32)

100>18,657.

 

3) по вторичной мощности:

 

                                                    ,                                         (11.33)

 

где  Sтт  – номинальная вторичная нагрузка, ВА;

       S2расч – нагрузка вторичной цепи трансформатора тока, ВА.

 

                                              ,                                            (11.34)

 

где      z2 – полное сопротивление внешней цепи, Ом:

 

                                   ,                                 (11.35)

 

где    zприб – сумма сопротивлений всех последовательно включённых обмоток приборов, Ом;

         rпров – сопротивление соединительных проводов, Ом;

         rконт – сопротивление контактных соединений (rконт = 0,1), Ом.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

87

 

Сопротивление приборов определяется по формуле:

 

                                             ,                                           (11.36)

 

где     Sприб – полная мощность всех приборов, присоединенных к трансформатору тока (расчёт ведётся по наиболее загруженной фазе), ВА.

 

Выбираем измерительные приборы по таблице 6.26 [16].

Все данные приборов заносим в таблицу 11.11.

Таблица 11.11 – Каталожные данные приборов

Наименование прибора

Класс точности

Тип прибора

Нагрузка

фаза А

фаза С

амперметр

1.5

Э377

0,1

 

счётчик

0,2S

ЕА

2∙2

2∙2

Итого

4,1

4

 

Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле:

 

                                                  ,                                       (11.37)

 

где     ρ – удельное сопротивление провода;

   lрасч – расчётная длина провода, м;

          g – сечение проводов, мм2.

 

                                                   ,                                          (11.38)

 

где m – коэффициент, зависящий от схемы включения (неполная звезда m= );

       l – длина проводов, м.

 

Принимаем для монтажа медные провода: l = 4 м, g = 4 мм2, ρ = 4,6 Ом·км (таблица 7.32 [16]):

 

 

 

 

 

Лист

88

 

10>6,8 – следовательно, выбранный ТТ проходит по всем параметрам.

Для ячейки секционирования, ячейки отходящих линий расчет аналогичен и сведен в таблицу 11.12.

 

Таблица 11.12  – Результат выбора и проверки трансформаторов тока

Параметры трансформатора

Условия выбора (проверки)

Расчетные данные

Типы ячеек

ввода

секционирования

отходящих линий

Тип трансформатора

Определяется серией ячейки

 

ТЛК-10-1500/5

ТЛК-10-800/5

ТЛК-10-200/5

Номинальное напряжение

UсномUном

Uсном = 10 кВ

10

10

10

Номинальный ток, первичный

IрасчI

Iврасч=1293,27А

Iсрасч=646,63А

Iорасч=121,12А

1500

 

 

800

 

 

200

Вторичный

ток

 

I = 5 А

-

5

5

5

Класс точности

 

 

 

-

0,2S

0,2S

0,2S

Номинальная вторичная нагрузка

S2 ≤ Sном

6,8

1,5

4,75

10

 

10

 

 

 

10

Динамическая устойчивость

iуд ≤iдин

18,657

100

100

100

Термическая устойчивость

 

Вк в =43,34

Вк с =26,44

Вк отх =9,56

4800

4800

 

 

 

4800

 

 

11.2.7 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения

 

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100В или 100/√3В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей ВН.

Выбор трансформаторов напряжения производится:

- по номинальному напряжению: Uтн Uсх;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

 

 

 

 

 

Лист

89

 

- по классу точности (в зависимости от классов точности подключаемых приборов).

Выбираем два трансформатора напряжения [38]. Принимаем трёхфазный трансформатор напряжения с естественным масленым охлаждением для измерительных приборов для внутренней установки типа НАМИТ-10-2 УХЛ2. Все его данные заносим в таблицу 11.13.

Таблица 11.13 – Каталожные данные трансформатора напряжения

Uн, кВ

Номинальное напряжение обмоток, В

Номинальная мощность, В·А, в классе точности 0,5

первичной

Основной вторичной

Дополнительной вторичной

10

10000

100

100/3

200

 

Трансформаторы напряжения проверяют по вторичной мощности:

 

                                                     ,                                          (11.39)

 

где     Sтн – номинальная вторичная нагрузка, ВА;

          Sрасч – расчетная мощность подключённых приборов к трансформатору напряжению (для наиболее загруженной секции), ВА.

 

                                                ,                                     (11.40)

 

где      P – активная мощность прибора, Вт;

           Q – реактивная мощность прибора, вар.

 

                                                    ,                                         (11.41)

 

Выбираем измерительные приборы по таблице 6.26 [16]. Отходящих линий 12. Две секции, на каждую приходится по 6 линий. Все данные приборов и расчёта заносим в таблицу 11.14.

Таблица 11.14 – Каталожные данные приборов

Наименование прибора

Число приборов

Тип

прибора

Число катушек

Нагрузка прибора

Общее

cosφ

sinφ

P

P

Q

Вольтметр

4

Э377

1

 

 

2

8

 

Счётчик

7

ЕА

2

0,38

0,925

2

28

68,14

Итого

36

68,14

200>77,1 – условие выполняется.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

90

 

11.2.8 Выбор и проверка предохранителей для защиты трансформаторов напряжения

 

Для защиты трансформаторов напряжения выбирается по таблице 5.4 [16] предохранитель типа ПКТН 001-10 У3. Результат выбора и проверки предохранителя сведены в таблицу 11.15.

 

Таблица 11.15 – Результат выбора и проверки предохранителя

Условие выбора и проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

Uсном≤Uном

10

10

 

7,5

8

 

11.2.9 Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд

 

На подстанции мощность на собственные нужды расходуется на освещение подстанции, на вентиляцию, подогрев масла трансформатора и выключателей в зимний период времени; летом – на принудительную вентиляцию и обдув масла; на обогрев привода шкафов и ячеек ЗРУ.

Питание ТСН подстанции выбираем на переменном оперативном токе. В таком случае ТСН подключается непосредственно к обмоткам низшего напряжения главных трансформаторов.

Мощность, расходуемая на собственные нужды подстанции [17], вносим в таблицу 11.16:

Таблица 11.16 – Мощность собственных нужд подстанции

Расходуемая мощность

Р, кВт

Подогрев выключателей и приводов ВГТ-110

3,6

Подогрев релейного шкафа

1

Охлаждение трансформаторов ТДН-16000

12

Отопление, освещение, вентиляция:

-

ЗРУ

6

Освещение ОРУ

5

Маслохозяйство

75

Подогрев разъединителей, шкафов зажимов

0,6

 

РснΣ=103,2 кВт;

 

                                                  ,                                      (11.42)

 

 где    коэффициент спроса (принимается 0,7-0,8).

 

 

 

 

 

Лист

91

 

кВА,

 

Принимаются два трансформатора внутренней установки: ТСЗС-40/10/0,4, [5].

 

11.2.10 Выбор и проверка предохранителей для защиты трансформаторов собственных нужд

 

Для защиты трансформаторов собственных нужд выбирается по таблице 5.4 [16] предохранитель типа ПКТ 104-10-200-12,5 У3. Результат выбора и проверки предохранителя сводим в таблицу 11.17.

Таблица 11.17 – Результат выбора и проверки предохранителя

Условие выбора и проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

Uсном≤Uном

10

10

 

7,5

12,5

 

11.2.11 Проверка кабельных линий на термическую стойкость

 

Для проверки проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса Bk, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике (иногда его называют импульсом квадратичного тока короткого замыкания).

Минимальное допустимое сечение кабеля:

 

                                                   ,                                        (11.43)

 

где  - минимальное сечение кабеля по термической стойкости;

        - тепловой импульс тока КЗ;

     -температурный коэффициент (для кабелей с СПЭ-изоляцией - 65).

 

Рассмотрим проверку кабельной линии от ГПП до ТП1:

 

 мм2;

 

Так как , следовательно, ранее выбранное сечения условиям термической стойкости не удовлетворяет, принимаем 120 мм2.

 

 

 

 

 

Лист

92

 

Проверка на термическую стойкость остальных кабельных линий производится аналогично. Результаты проверки сведены в таблицу 11.18.

Таблица 11.18 – Проверка кабельных линий на термическую стойкость

Пункт

Sрасч, кВА

n

Марка

Fэ, мм²

Bk, кА∙мм²

qmin, мм²

Fприн, мм²

ГПП-ТП1

715,6

2

АПвЭВ

25

42,53

100,33

120

ГПП-ТП2

5050,6

2

АПвВ

120

42,53

100,33

120

ТП2-ТП3

2525,3

2

АПвВ

50

7,57

42,3

50

ГПП-ТП4

9259,5

2

АПвВ

400

42,53

100,33

400

ТП4-печи

9259,5

10

АПвЭВ

70

35,66

94,3

95

ГПП-ТП5

1313,9

2

АПвЭВ

25

42,53

100,33

120

ГПП-ТП6

11927

2

АПвВ

500

42,53

100,33

500

ТП6-СД

9356,7

8

АПвЭВ

95

14,98

94,3

95

ТП6-ТП7

2570,8

2

АПвВ

50

8,21

30,2

50

ГПП-ТП8

2020,9

2

АПвЭВ

50

42,53

100,33

120

ТП8-ТП9

1564,1

2

АПвЭВ

35

7,2

41,3

50

ТП9-ТП10

1070

2

АПвЭВ

25

6,58

39,5

50

 

11.2.12 Выбор оборудования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

 

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) состоят из устройства высокого напряжения (УВН), одного или двух силовых трансформаторов, распределительного устройства низкого напряжения (РУНН) и соединительных элементов высокого и низкого напряжений.

УВН выполняется без сборных шин в виде высоковольтного шкафа или кожуха с кабельным вводом. Может быть выполнено в виде:

- глухого присоединения;

- выключателя нагрузки;

- разъединителя;

- силового выключателя.

РУНН выполняются с одиночной системой шин – на однотрансформаторных подстанциях и с одиночной секционированной системой шин – на двухтрансформаторных подстанциях. РУНН собирается из следующих низковольтных шкафов:

- вводных, один на трансформатор (ШНВ);

- секционного (ШНС – на двухтрансформаторных);

- линейных (ШНЛ);

- панели ЩО-01.

Конструкция шкафов РУНН предусматривает возможность установки на отходящих линиях автоматических выключателей на номинальные токи от 16 до 630 А.  2КТП выполняются с выдвижными автоматическими выключателями  и устройством АВР.

 

 

 

 

 

Лист

93

 

В РУНН предусмотрена установка следующих устройств:

  • трансформаторов тока (на вводе – три, на нулевой шине – один для подключения устройств защиты от однофозных коротких замыканий, на отходящих линиях по одному);
  • измерительных приборов (на вводе – амперметры в каждой фазе, вольтметр, счетчики активной и реактивной энергии; на отходящих линиях – амперметры).

Технические данные КТП представлены в таблице 11.19.

Таблица 11.19 - Технические характеристики КТП

Параметр

Мощность трансформатора, кВА

630

1000

1600

2500

Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ

10

Номинальное напряжение на стороне НН, кВ

0,4

0,4

0,4

0,4

0,69

0,69

0,69

Номинальный ток сборных шин РУНН, кА:

0,91

1,45

2,31

3,61

Ток термической стойкости на стороне НН, кА

25

25

30

40

Ток электродинамической стойкости на стороне НН, кА

50

50

70

100

Исполнение ввода ВН

кабельный

Исполнение отходящих линий НН

кабельный

Корпус КТП

металлический

Произведем показательный выбор оборудования ТП-1 с двумя трансформаторами типа ТМЗ 630/10.

Для комплектных трансформаторных подстанций РУВН, ошиновка ввода,  сборные шины РУНН и вводной автоматический выключатель выполняется на ток, равный номинальному току силового трансформатора с коэффициентом  в  соответствии с ГОСТом 14695-80 с изменениями от 23.11.2008г.

Расчетный ток на стороне НН ТП-1 был расчитан ранее (см. 9) и составляет 1273,1 А. Выбираем шины марки АДО 80х8 с Iдл.доп=1320А.

Тип и номинальный ток автоматического выключателя шкафов РУНН представлены в таблице 11.20.

Таблица 11.20 - Технические характеристики шкафов РУНН, тип и номинальный ток автоматического выключателя

Тип шкафа

Тип выключателя

Номинальный ток выключателя, А

Тип расцепителя

ШНВ

ВА55-43

1600

полупроводниковый

ШНС

ВА55-41

1000

 

 

 

 

 

 

 

 

Лист

122

 

14 Внедрение частотно-регулируемого привода

 

В последнее время в России на фоне кризиса и по­стоянно растущих цен на энергоресурсы остро встает вопрос о переходе к политике эффективного энергосбережения. Нерациональное расходование энергоресурсов проявляется во всех составляющих жизнедеятельности человека: от бытовых электропри­боров и освещения до сложнейших производственных комплексов и электростанций. Во многих отраслях промышленности, в энергетике, в ЖКХ и на транспор­те около половины всей электроэнергии потребляют электроприводы, которые обеспечивают работу на­сосов, компрессоров, воздуходувок, эксгаустеров, конвейеров, лифтов, кранов, подъемников и другого оборудования. К сожалению, более 90% электропри­водов являются нерегулируемыми, что приводит к не­эффективному расходованию электроэнергии, объем которой, по оценкам специалистов, достигает 30% от общего потребления и в 2,5-3 раза больше анало­гичного показателя в индустриально развитых странах.

В качестве одного из методов преодоления энергетического кризиса было произведено внедрение частотно-регулируемого привода (ЧРП) во все отрасли экономики. При этом, основной эффект энергосбережения достигается при переходе к регулируемому электроприводу средних и высоких мощностей.

Для завода является обычным суточное изменение потребления воды в широких пределах в течение дня и значительным снижением ночью. Для ре­гулирования прокачки воды стандартно используют нерегулируемый привод, работающий на дроссель­ную задвижку или шибер. При этом сдерживаемая энергия потока воды просто теряется, не совершая никакой работы. Заданное рабочее давление в водо­проводной сети получается неустойчивым и сильно зависит от водозабора. Такой вид управления явля­ется малоэффективным и приводит к снижению КПД, повышенному потреблению электроэнергии и износу трубопроводов, механического и электрического обо­рудования, а также негативно влияет на характеристи­ки питающей сети в режимах пуска, осуществляемых с 5-10 кратным превышением номинального тока.

Регулируемый электропривод осуществляет изме­нение производительности насоса за счет регулирова­ния скорости вращения двигателя и, соответственно, мощности, потребляемой из сети, таким образом, что­бы поддерживать рабочее давление в трубопроводе на заданном уровне. Это позволяет существенно умень­шить потребление энергии, что и показано на рисунке 1.

 

 

 

 

 

Лист

123

 

Рисунок 1 – Потребляемая из сети мощность при различных способах регулирования скорости вращения насоса

 

Немаловажным является и возможность плавного пуска двигателя, которая позволяет выйти на рабочий режим при токе, близком к номинальному, что уменьшает нагрузки на механическое и электрическое оборудование и не вызывает просадку напряжения питающей сети. А также позволяет увеличить срок службы оборудования и существенно (до 50%) снизить расходы на ремонтно-восстановительные работы.

 

14.1 Достоинства и недостатки ЧРП

 

Регулируемый электропривод является одной из наи­более эффективных технологий, применяемых для энер­госбережения. Переход от нерегулируемого электропри­вода к частотному для вышеуказанных нагрузок позволит получить следующие технические возможности:

- регулирование скорости вращения двигателя от нуля до номинальной;

- поддержание технологических параметров на заданном уровне с максимальной точностью;

- ограничение пусковых токов на минимально возможном уровне (0,9-1,1 1н);

- плавный разгон и торможение;

- комплексная защита механизмов.

Появляются следующие достоинства:

1) повышение КПД механических и электрических установок;

 

 

 

 

 

Лист

124

 

2) экономия электрической энергии до 20-60%;

3) экономия воды до 15%;

4) экономия тепла до 5%;

5) экономия производственных ресурсов;

6) исключение токовых ударных нагрузок на меха­ническое и электрооборудование и питающую сеть в пусковых режимах;

7) снижение уровня аварийности;

8) исключаются гидравлические удары в системе;

9) увеличение срока службы оборудования (запорной, коммутационной арматуры, двигателя и насоса в целом);

10)удобное автоматическое управление и оптими­зация трудозатрат;

11) снижение уровня шума;

12) экологичность.

 

Однако, ЧРП имеет и недостатки, к которым следует отнести:

1) высокая стоимость;

2) необходимость применения экранированных кабелей, экранированных фильтров;

3) необходимость регулярного технического обслуживания;

4) требуются специальные знания программирования и настройке.

 

14.2 Конструкция ЧРП

 

Частотно-регулируемый привод состоит из собственно электродвигателя и частотного преобразователя. Частотный преобразователь (преобразователь частоты) - это устройство состоящее из:

- выпрямителя (моста постоянного тока), преобразующего переменный ток промышленной частоты в постоянный;

- инвертора (преобразователя) (иногда с широтно-импульсной модуляцией ШИМ), преобразующего постоянный ток в переменный требуемых частоты и амплитуды.

Выходные тиристоры (GTO) или IGBT обеспечивают необходимый ток для питания электродвигателя. Для улучшения формы выходного напряжения между преобразователем и двигателем иногда ставят дроссель, а для уменьшения электромагнитных помех — EMC-фильтр.

Состав элементов ЧРП, их работа и назначение показаны на рисунке 2.

 

 

 

 

 

Лист

125

 

 

Рисунок 2 – Устройство ЧРП

 

Из питающей сети (1) переменное напряжение промышленной частоты (~ U, = f) поступает на вход выпрямителя (2). Для сглаживания пульсаций выпрямленного напряжения на выходе выпрямителя устанавливается фильтр (3). И уже постоянное (= U) (сглаженное) напряжение подаётся на вход управляемого импульсного инвертора тока (4). Электронные ключи инвертора по сигналам системы управления (8) открываются и запираются таким образом, что формируемые при этом различные по длительности импульсы тока складываются в результирующую кривую синусоидальной формы с необходимой частотой. Для сглаживания пульсаций, на выходе инвертора может устанавливаться дополнительный высокочастотный фильтр (5). Затем напряжение подаётся на обмотки электродвигателя (М), который является приводом механизма технологической системы (6). Подлежащий регулированию параметр технологической системы измеряется датчиком (7), управляющий сигнал от которого подаётся в систему управления ЧРП (8). Либо внешняя система управления (9) собирает информацию о многих параметрах, характеризующих работу технологической системы, обрабатывает её и подаёт результирующий сигнал в систему управления приводом.

 

 

 

 

 

Лист

126

 

В зависимости от величины скорости изменения сигнала, и программных установок, микропроцессорная система управления ЧРП формирует и подаёт управляющие импульсы на электронные ключи выпрямителя и инвертора.

Для самоконтроля и защиты система управления собирает и обрабатывает сигналы о наличии или величине ряда параметров, характеризующих работу собственных подсистем. Контролируются токи и напряжения на входе, выходе из преобразователя и в магистрали постоянного тока. Измеряется температура элементов и регулируется производительность системы охлаждения преобразователя. Контролируется состояние отдельных элементов вплоть до отдельного ключа. При наличии специального датчика в корпусе электродвигателя измеряется, а при отсутствии датчика рассчитывается по электрическим характеристикам потребляемой двигателем энергии температура двигателя.

 

14.3 Экономическая эффективность внедрения ЧРП

 

При обсуждении планов внедрения новой техники ключевым вопросом является эффективность этого мероприятия. Наибольшая из проблем при проведении расчетов экономической эффективности внедрения ЧРП – невозможность достоверно рассчитать экономический эффект от всех аспектов использования новой техники, но ниже предоставлена упрощенная методика определения экономической эффективности использования ЧРП.

 

Срок окупаемости рассчитывается по формуле:

 

                                                     ,                                          (14.1)

 

где  Кi – затраты на ЧРП, датчик давления и монтаж оборудования с учетом НДС, тыс.руб.;

      Э – предполагаемая экономия от внедрения ЧРП, тыс.руб.;

      k – коэффициент, учитывающий фактор ресурсосбережения.

 

Вспомогательными данными для расчета являются паспортные данные насоса и его приводного двигателя, занесенные в таблицу 14.1.

 

Таблица14.1 – Паспортные данные насоса и его приводного двигателя

Параметры

Значение

Тип насоса

ЦНС 105-490

Мощность, кВт

230

КПД насоса

80%

Высота напора, м

105

Подача насоса, м3

490

Частота вращения, об/мин

2950

 

 

 

 

 

 

Лист

127

 

Продолжение таблицы 14.1

Тип двигателя

4АМН 315 М2

Мощность, кВт

230

Ток двигателя, А

432

Напряжение двигателя, В

380

КПД двигателя

95,8%

Cosφ двигателя

0,92

Частота вращения, об/мин

3000

 

Насос работает 24 ч в сутки. Требуемый уровень напора Н2 = 85 м, напор на входе насоса h = 7,5м.

 

У центробежного насоса мощность, напор, производительность и частота вращения связаны следующими соотношениями (формулы подобия):

 

                                                       ,                                             (14.2)

                                                    ,                                          (14.3)

                                                       ,                                             (14.4)

 

где Р – мощность, потребляемая насосом, кВт;

      Н – высота напора, м;

      Q – подача (производительность) насоса, м3/ч.

 

Индексы 1 и 2 относятся к первому и второму режимам работы оборудования соответственно (1 режим – дросселирование, 2 режим - ЧРП).

По этим формулам определяются данные электродвигателя и насоса после введения частотного регулирования:

                                                  ,                                         (14.5)

об/мин.

                                                    ,                                           (14.6)

 

м3/ч.

                                                     ,                                           (14.7)

 

 

 

 

 

Лист

128

 

кВт.

 

Расчет величины экономического эффекта:

 

 - экономия электроэнергии в кВт определяется по выражению:

 

                                                    ,                                          (14.8)

 

.

 

 - экономия электроэнергии в сутки:

 

                                                     ,                                            (14.9)

 

где t - время, в течение которого привод работает с постоянной нагрузкой, ч.

 

.

 

- экономия электроэнергии за год:

 

                                                    ,                                        (14.10)

 

 

Стоимость 1 кВт∙ч  равна 2,88 руб. с НДС, тогда предполагаемая экономия от внедрения ЧРП составит:

 

 

В насосной станции завода был установлен ЧРП типа EI-7002-300-H (мощность 220 кВт, на U=380 В, f=50 Гц, трехфазный), стоимость которого на сегодняшний день составляет 465,6 тыс.руб. стоимость датчика давления равна 19,824 тыс.руб., монтаж составляет 158 тыс.руб.

 

Тогда срок окупаемости составит:

После окончания срока окупаемости ежегодная экономия будет составлять 1991,8 тыс.руб. и будет изменяться с изменением стоимости электроэнергии, воды и электрооборудования.

При применении ЧРП существенно увеличивается эффективность частотного привода и достигается еще больший экономический эффект от его внедрения.

 

ЧЕРТЕЖИ

 

 

 

 

 Скачать: У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера. КАК ТУТ СКАЧИВАТЬ

Категория: Дипломные работы / Энергетика дипломные

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.