Уважаемые члены аттестационной комиссии вашему вниманию предлагается доклад на тему «Электроснабжение ОАО НПО Электромеханика»

В представленной работе был произведён расчёт электрических нагрузок по механическому цеху. Поскольку электроприёмники цеха расположены последовательно и мощность их невелика, то данные электроприёмники запитываем по магистральным линиям через соответствующие модульные коробки. Распределительное устройство на стороне низкого напряжения трансформаторной подстанции механического цеха выполняем на панелях ЩО 70-3М. На вводных и секционной панелях устанавливаются автоматические выключатели серии ВА 50 на номинальный ток 1000 А, на линейных панелях – автоматические выключатели серии ВА 50 на номинальный ток 250 А. В качестве распределительных пунктов на 0,4 кВ приняты пункты ПР 11. На вводных линиях используются выключатели марки ИЭК серии ВА 88, на отходящих – автоматические выключатели марки ИЭК серии ВА 47 – 100.

Также был произведён расчёт нагрузок по предприятию и расчёт картограммы нагрузок, в результате которого был определён центр электрических нагрузок.

Главную понизительную подстанцию следует расположить в центре электрических нагрузок. Но поскольку центр нагрузок совпадает с дорогой, то для обеспечения проезда транспорта ГПП смещаем немного вправо.

Поскольку основными потребителями на предприятии являются потребители второй категории, то принимаем следующую схему внешнего эл. снабжения ….. Питание ГПП осуществляется от двух независимых источников подстанции «Непряхино» и подстанции «Тургояк». Существующий уровень напряжения на этих источниках 110 кВ, поэтому передачу электроэнергии производим на напряжении 110 кВ. Для данной схемы внешнего электроснабжения выбрано необходимое электротехническое оборудование: выключатели ВГУ-110 , трансформаторы тока ТРГ -110 . Преимущество данного эл.оборудования заключается в том , что оно взрыво- и пожаробезопасно;

Также выбраны разъединители типа РДЗ и силовые трансформаторы ТМН-6300/110.

Распределительное устройство на 10 кВ принято комплектным из шкафов серии КУ-10. Данные шкафы удобны в обслуживании.

Распределение электроэнергии на данном промышленном предприятии производим по магистральным схемам ввиду последовательного, линейного расположения подстанций.

С учетом перегрузки в послеаварийном режиме были выбраны трансформаторы цеховых ТП: ТМЗ-160, ТМЗ-250, ТМЗ-400, ТМЗ-1000.

Поскольку коррозионная активность грунта предприятия средняя, блуждающих токов в грунте предприятия нет, колебаний и растягивающих усилий нет, то для распределения эл. энергии выбран кабель ААШв и способ прокладки кабеля в земле.

Были произведены технико-экономические расчёты схем внутреннего эл. снабжения. Рассмотрим их. Первый вариант: питание по одной магистральной линии ТП3, ТП2, ТП6, по другой – ТП4, ТП5. Второй вариант: питание по одной магистральной линии ТП4, ТП5, ТП6, по другой ТП3, ТП2. Затраты по второму варианту составили на 6% меньше, чем затраты по первому. Для варианта с наилучшими технико-экономическими показателями- для второго варианта составили сметную стоимость на работы включая оборудование, оценив тем самым капитальные затраты на весь объём работы. Капитальные затраты на весь объём работы составили 10 624 501.

Также были решены вопросы компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения завода путём установки в разных её узлах батарей конденсаторов. В разделе спецвопроса проведён сравнительный анализ высоковольтных конденсаторных установок: регулируемых и нерегулируемых. В результате которого выбраны регулируемые конденсаторные установки УККРМ.

В проекте была выполнена релейная защита силового трансформатора ТМН-6300/110,

для которого расчитаны:

— дифференциальная защита от различных видов короткого замыкания;

— максимальная токовая защита как резервная от внешних многофазных коротких замыканий;

— защита от перегруза;

— газовая защита от витковых замыканий в обмотках и других внутренних повреждений.

В разделе «безопасность жизнедеятельности, перечислены организационно-технические мероприятия, обеспечивающие защиту от опасного влияния электрического тока. Произведён расчёт защитного заземления ОРУ ГПП. Заземлитель выполняем в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых электродов с учётом того, что величина заземлителя подстанции в самое неблагоприятное время года не превысит величины 0,5 Ом. Для защиты от грозовых перенапряжений принята установка молниеотводов по краям подстанции.

Доклад окончен, спасибо за внимание.

 

Оглавление 

Технический паспорт проекта    …………………………………………………8

Введение …………………………………………………………………………..9

Краткая характеристика объекта проектирования ……………………………. 10

Исходные данные ………………………………………………………………… 11

1 Расчёт электрических нагрузок промышленного предприятия ……………. 12

1.1  Расчёт электрических нагрузок по механическому цеху ………………….12

 

1.2  Расчёт электрических нагрузок по предприятию …………………………..17

1.3  Расчёт картограммы электрических нагрузок предприятия ……………….20

2         Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия …………………………………..22

3 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия …………………………………………….25

4  Расчёт токов короткого замыкания ……………………………………………28

5 Выбор электрооборудования и питающих линий для схемы внешнего электроснабжения …………………………………………………………………35

5.1 Выбор трансформаторов ГПП ………………………………………………. 35

5.2 Выбор линий электропередач ……………………………………………….. 3

5.3 Выбор коммутационной аппаратуры на ГПП ……………………………….37

5.4 Выбор трансформаторов тока …………………………………………………39

5.5 Выбор ограничителей перенапряжений ……………………………………..40

6 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия ……………………………………………………………………….41

6.1 Выбор величины напряжения ………………………………………………..41

6.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия …………41

6.3 Конструктивное выполнение электрической сети ………………………….41

7 Расчёт питающих линий схемы внутреннего электроснабжения предприятия ……………………………………………………………………….4

7.1 Порядок расчёта кабельных линий …………………………………………..42

7.2 Расчёт термически стойкого сечения ………………………………………..43

7.3 Технико-экономическое сравнение вариантов ………………………………43

8  Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия ……48

8.1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной подстанции …………………………………………………………………………48

8.2 Выбор типа распределительного устройства на низкой стороне главной понизительной подстанции, выключателей, трансформаторов тока и напряжения …………………………………………………………………………48

8.3 Выбор выключателей 10 кВ, установленных на отходящих линиях, и соответствующих трансформаторов тока ………………………………………..5

8.4 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне низшего напряжения трансформаторных подстанций …………………………………………………. 54

9 Компенсация реактивной мощности ……………………………………………56

9.1 Расчёт компенсации реактивной мощности для первой секции сборных шин ………………………………………………………………………………….56

9.2 Расчёт компенсации реактивной мощности для второй секции сборных шин ………………………………………………………………………………….61

10 Выбор высоковольтной конденсаторной установки, подключенной  к сборным шинам 10 кВ (спец. вопрос) ………………………………………….65

11 Релейная защита силового трансформатора на ГПП ………………………..75

11.1 Продольная дифференциальная защита ……………………………………75

11.2 Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени ……..79

11.3 Защита от перегруза …………………………………………………………80

11.4 Газовая защита ………………………………………………………………81

12 Экономика и управление в энергетике предприятия……….……………… 82

12.1 Смета  для варианта с наилучшими технико-экономическими показателями ……………………………………………………………………..82

12.2 Структура управления комплекса энергообеспечения …………………… 90

13. Безопасность жизнедеятельности на ГПП …………………………………..95

13.1 Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ 110 кВ ……………………………………………………………95

13.2 Мероприятия, обеспечивающие возможность безопасного осмотра высоко расположенных токоведущих элементов ………………………………96

13.3 Правила окраски токоведущих частей ……………………………………. 96

13.4 Перечень защитных средств, применяемых на ГПП ………………………96

13.5 Электробезопасность ………………………………………………………..97

13.6 Расчёт защитного заземления ОРУ ГПП …………………………………..97

13.7 Молниезащита ГПП ……………………………………………………………101

Заключение ………………………………………………………………………..103

Библиографический  список ……………………………………………………..104

Приложение ……………………………………………………………………….105

Внимание!

Диплом № 3302. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word. 

Оплата. Контакты.

 

Технический паспорт проекта

 

1. Суммарная установленная мощность электроприёмников предприятия

напряжением ниже 1 кВ: 14172 кВт.

1. Категория основных потребителей по надежности электроснабжения – вторая.
   1. Полная расчётная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 8565,5 кВА;
   2. Коэффициент реактивной мощности:

заданный энергосистемой: tgφ_э = 0,31,

расчётный: tgφ_р = 0,22

1. Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ;

6.   Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме:

1670 МВА, тип и сечение питающих линий: ВЛ-110, АС-70/11.

1. Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы:

до подстанции «Тургояк» — 3,6 км,

до подстанции «Непряхино» — 39 км.

1. Количество, тип и мощность трансформаторов главной понизительной подстанции: 2×ТМН-6300/110;
2.   Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ;
3. Типы принятых ячеек распределительных устройств главной  понизительной подстанции: КУ-10;
4. На территории устанавливаются сборные трансформаторные подстанции с трансформаторами типа ТМЗ, мощностью 160, 250, 400, 1000 кВА;
5. Тип кабельных линий: ААШв, сечение: 25,35,50,95.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Ускорение научно-технического прогресса предъявляет высокие требования к базовым отраслям экономики, какой является энергетика. Производство, передача и рациональное использование, распределение электроэнергии приобретает всё большее значение. В свете задачи всемирного повышения технического уровня и качества продукции необходимо направить усилия и в кратчайшие сроки           добиться улучшения качества электроэнергии, повышения надёжности             электроснабжения. В этом ключ к решению главных задач проектирования и   эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий.

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных систем электроснабжения промышленных предприятий являются правильное                определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимого качества электроэнергии на зажимах электроприёмников, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

Экономное использование электроэнергии приобретает всё большее значение,  что необходимо учитывать при проектировании и эксплуатации промышленных сетей высокого и низкого напряжения. Анализ потребления электрической     энергии промышленными предприятиями показывает, что основными направлениями сокращения потерь электроэнергии в сетях являются: компенсация          реактивной мощности с одновременным улучшением качества электроэнергии непосредственно в сетях промышленных предприятий, увеличение загрузки трансформаторов с целью достижения максимальной эффективности их использования, приближение трансформаторов к приёмникам электроэнергии (глубокие вводы), сокращение ступеней трансформации и исключение дополнительного реакторного оборудования, сокращение потерь непосредственно в трансформаторах, внедрение более экономичного силового оборудования и источников света, оптимизация режимов работы электрооборудования, реконструкция и перевод на повышенное напряжение, внедрение диспетчерского управления и автоматизированных систем управления электроснабжением и учётом электроэнергии.

 

Краткая характеристика объекта проектирования

 

В качестве объекта проектирования предлагается открытое акционерное общество «Научно-производственное объединение Электромеханика». В структуру общества входят: научно-технические и производственно-технические комплексы, отделы и службы обеспечения.

Предприятие является коммерческой организацией.

Предметом деятельности предприятия является:

— научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по разработке, экспериментальной отработке и изготовлению опытных образцов (с использованием драгоценных металлов и их сплавов) гироскопических приборов и систем для ракетно-космической, авиационной, судостроительной и других видов техники военного и двойного назначения;

— серийное производство (с использованием драгоценных металлов и сплавов) гироскопических приборов и систем для ракетно-космической, авиационной,     судостроительной и других видов техники военного и двойного назначения, проведение авторского и гарантийного надзоров;

— научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по разработке, экспериментальной отработке, изготовлению опытных образцов и серийному  производству (с использованием драгоценных металлов и их сплавов) продукции приборостроения для других отраслей науки и промышленности.

 

Исходные данные

 

Предприятие ОАО «НПО Электромеханика» расположено на Южном Урале.

1. Расстояние от предприятия до подстанции энергосистемы:

до подстанции «Тургояк» — 3,6 км;

до подстанции «Непряхино» — 39 км.

2.  Существующий уровень напряжения на подстанции энергосистемы: 110 кВ

3.  Мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы:

на шинах подстанции «Тургояк» — 1670 МВА;

на шинах подстанции « Непряхино» — 1670 МВА.

4.  Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу:

за 1 кВт максимальной нагрузки − 225,51 руб/кВт мес;

за 1 потреблённый кВт∙ч − 1,261 руб/кВт ч.

5.  Наивысшая температура:

окружающего воздуха 22,6 С;

почвы (на глубине 0,7 м) 14,2 С;

6.  Коррозийная активность грунта средняя;

7.  Блуждающих токов в грунте предприятия нет;

8.  Колебаний и растягивающих усилий в грунте нет.

 

1 Расчёт электрических нагрузок промышленного предприятия

 

Расчётные мощности на разных ступенях системы электроснабжения  промышленного предприятия определяем по методу упорядоченных диаграмм.

 

 

1.1 Расчёт электрических нагрузок по механическому цеху

 

Расчётные мощности Р_р и Q_р по узлам СЭС 2-о уровня определяем по          формулам:

                                                     Р_р = k_ра  Р_ср,                                                   (1.1)

                                                    Q_р = k_рр ∙Q_ср,                                                  (1.2)

где k_ра –расчётный коэффициент активной мощности; определяем по справочным материалам, k_ра =f(n_э, k_иа, Т_о);

k_рр – расчётный коэффициент реактивной мощности.

                                                  ,                                               (1.3)

Номинальную мощность трёхфазных электроприёмников расчётного узла   находим по формуле (4):

n

                                                   Р_ном = ∑ Р_номi,                                                 (1.4)

                                                                                                                  1

где n – число электроприёмников;

Р_ном – номинальная мощность одного электроприёмника, кВт.

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

Среднюю активную нагрузку за наиболее загруженную смену для каждого       эктроприёмника или подгруппы  электроприёмников определяем по формуле:

                                                    Р_ср = k_иа ∙ Р_ном,                                                (1.5)

где k_иа – коэффициент использования активной мощности, характеризует степень использования установленной мощности за весь период наблюдений.                      Значения  k_иа, соsφ для отдельных электроприёмников приводятся в электрическом справочнике [2].

Средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:

                                                  Q_ср = k_иа∙Р_ном∙tgφ,                                             (1.6)

где tgφ находим по справочной литературе.

Исходные данные и результаты расчётов сводим в таблицу 1.

Значения величин n, Р_ном,  и  в строке «Итого по РП» таблицы 1 определяем путём суммирования строк в соответствующих столбцах :

;                                  (1.7)

Групповой коэффициент использования активной мощности и tgφ_{ср. взв.}             рассчитываем по соответствующим формулам:

                                                                               _KиаΣ=                                                                                     (1.8)

                                                 tgφ_{ср. взв} =                                                         (1.9)

Эффективное число электроприёмников определяем по формуле:

                                                    n_э =                                                   (1.10)

      Полную расчётную нагрузку группы трёхфазных электроприёмников находим по формуле:

                                                     S_p =                                                (1.11)

Расчётный ток:

                                                     I_р = ,                                                   (1.12)

где U_н – номинальное напряжение сети, U_н = 380 В.

Расчётные мощности Р_р и Q_р в строке «Итого силовой нагрузки по цеху» таблицы 1( 3-й уровень СЭС ) определяем по формулам:

 

Р_р = k_ра ∙ Р_ср                                                     (1.13)

 

Q_р = k_ра ∙ Q_ср                                                    (1.14)

 

Расчётную активную осветительную нагрузку цеха находим по формуле:

                          

                                        Р_{р. осв}=Р_уд.осв∙F∙k_{c. осв.} ,                                                                  (1.15)

где Р_{уд. осв.}− удельная осветительная нагрузка, Вт/м²;

F − освещаемая площадь, м²;

K_{с. осв.}− коэффициент спроса освещения, k_{с. осв.}=0,95.

Расчётную реактивную осветительную нагрузку цеха находим по формуле:

 

Q_р.осв.=Р_{р. осв.}∙tgφ_осв.                                              (1.16)

Полученные данные сводим в таблицу 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2 Расчёт электрических нагрузок по предприятию

 

Расчёт начинаем с определения низковольтных нагрузок по цехам. Для

каждого цеха вычисляем средние активную Р_ср и реактивную Q_ср нагрузки по формулам (5), (6), приведенным выше. Если Р_ср‹100кВт, то расчётные активную Р_р и реактивную Q_р нагрузки определяем по формулам:

                                              Р_р = k_ра ∙ Р_ср,

Q_р = k_рр ∙Q_ср,

где k_ра берётся по таблице 1 справочника [1].

 

Если Р_ср›100 кВт, то расчётные активную Р_р и реактивную Q_р нагрузки определяем по формулам:

                                        Р_р = k_ра ∙ Р_ср,

Q_р = k_ра ∙Q_ср,

где k_ра берётся по таблице 2 справочника [1].

Расчётные осветительные нагрузки Р_{р. осв.} и Q _{р. осв} цехов находим по формулам (17), (18), приведенным выше.

Затем определяем полную расчётную нагрузку S_р по каждому цеху.

S_р = √ ( Р_∑ ²+ Q_∑ ²) ,                                                    (1.17)

 

где P_∑=Р_р+Р_р.осв., Q_∑=Q_р+Q_р.осв.

После нахождения нагрузок всех цехов, рассчитываем строку «Итого (0,4 кВ)» таблицы 2, в которой суммируем по колонкам номинальные активные мощности Р_ном, средние активные Р_ср и реактивные Q_ср нагрузки, расчётные активные Р_р и реактивные Q_р нагрузки и расчётные осветительные нагрузки Р_р.осв и Q_{р. осв.}

Следуя указаниям методического пособия [4], был произведён расчёт электрических нагрузок по предприятию, полученные данные сведены в таблицу 2.

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3 Расчёт картограммы электрических нагрузок предприятия.

 

Картограмма нагрузок представляет собой размещённые на генеральном плане окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей пропорциональны расчётным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы, площади которых пропорциональны активным нагрузкам электроприёмников с напряжением до 1 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности для каждого цеха  определяем:

                                                 R_i =  ,                                                     (1.18)

где Р_рi, Р_рнi, Р_роi – расчётные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприёмников до 1 кВ, электрического освещения, кВт;

m – масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт∙мм².

                                                 m =,                                                    (1.19)

где Р_minp – минимальная расчётная активная мощность одного цеха. В нашем     случае минимальную расчётную активную мощность имеет склад красок

Р_minp=13,076 кВт,

R_min – минимальный радиус, R_min = 5 мм.

 

m=13,076/(3,14∙5²)=0,167 кВт/мм²

 

R_i=√(1/(3,14∙0,167))∙√Р_рi=1,38∙√Р_рi  мм²

 

Углы секторов для каждого цеха определяем по формулам:

                 ;                                                (1.20)

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

                                               х_о = ,                                                     (1.21)

                                              у_о = ,                                                     (1.22)

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

Все данные, полученные в ходе расчёта, сводим в таблицу 3.

Главную понизительную подстанцию следует расположить в центре электрических нагрузок. Но поскольку центр электрических нагрузок совпадает с дорогой, то для обеспечения проезда транспорта ГПП смещаем немного вправо.

Таблица 3 – Расчёт картограммы нагрузок

 

 

2 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых  

трансформаторных подстанций предприятия

 

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования.

Выбор цеховых ТП сводится к решению нескольких задач:

— выбор типа трансформатора;

— выбор единичной мощности трансформатора;

— выбор общего числа трансформаторов (оптимального);

— выбор числа подстанции;

— выбор местоположения.

При выборе цеховых ТП  часто возникает вопрос: ставить ТП в данном цехе либо запитать цех от соседней ТП, установив лишь низковольтный распредпункт? Питание от соседней ТП и установка НРП в цехе экономически выгодна, если выполняется соотношение [4]:

 

                                          Sр∙l<15000 кВАм,                                                    (2.1)

 

где Sр – полная расчётная нагрузка цеха, кВА;

l – расстояние от РПН до соседней ТП, м .

Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприёмников, их категории по надёжности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и  т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так, в цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторов заведомо большой единичной мощности увеличивает длину питающих линий цеховой сети и потери электроэнергии в них.

Единичную мощность трансформатора выбираем таким образом, чтобы приведенные годовые затраты были минимальными.

 

                                            Sэ.т.= f (σ) ,                                                          (2.2)

где Sэ.т. – экономически целесообразная мощность трансформатора, кВА;

σ – плотность нагрузки, кВА/м² .

 

,                                                              (2.3)

 

где Sр – расчётная электрическая нагрузка цеха, кВА;

F – площадь цеха, м² .

Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха приближённо           представлена в таблице 4.[4]

 

Таблица 4 – Связь между экономически целесообразной мощность отдельного

трансформатора цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки

цеха

      

Оптимальное число трансформаторов в цехе определяем по формуле:

 

N_т^опт. = N_т.min+ m,                                                  (2.4)

где Nт. min. – минимальное число трансформаторов, выбранное по величине Sэ.т либо по условиям надёжности

 

N  _{т. min} = max ( N^э_{т. min} ,  N^над. _{т. min} )

,                                 (2.5)

где Δ Nт – добавка до целого числа;

Рр – расчётная активная нагрузка цеха от низковольтных потребителей,        кВт;

К_{з.т. доп.} – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном    режиме. Этот коэффициент зависит от категории надёжности электроснабжения.

К_{з. т.  доп} = 0,7 – I категория

     К_{з. т.  доп}= 0,85 – II категория

                                              К_{з. т. доп} = 0,93…0,95 – III категория  

                                 

Величина N ^над _{т. min} обуславливается категорией надёжности;                              

m – добавка до оптимального числа трансформаторов. Величину m определяем по графикам, приведенным в методическом пособии [5].

 

                                               m=f (N  _{т. min,}  К_{з. т. доп} ,   Δ N_т)

Далее находим предельную величину реактивной мощности, которую          могут пропустить выбранные трансформаторы:

                                                              (2.6)

                                                Q_1р, если Q_р > Q_1р

Q₁ =                                                                              (2.7)

                                                      Q_р, если Q_1р ≥ Q_р

где N_т – число трансформаторов цеховой ТП;

К_{з. т. доп} – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме;

S_{ном. т.} – номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП, кВА;

Р_р – расчетная активная нагрузка на ТП, кВт.

При Q_1р < Q_р трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку, и поэтому часть её должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне низшего напряжения  ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять

                                        Q_ку = Q_р — Q₁ ,                                                              (2.8)

и они должны устанавливаться на ТП обязательно.

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно:

 

         К_{з норм} = ;             К_{з п/ав} = ;                          (2.9)

где N_т – число взаиморезервируемых трансформаторов цеховой ТП;

Все расчёты по выбору трансформаторов сводим в таблицу П.1.

Потери активной мощности в трансформаторах:

 

                         ΔР_т = N∙(ΔР_хх + К_{з. т. доп} ∙ ΔР_кз),                                        (2.10)

где N – число трансформаторов  цеховой ТП;

К_{з т норм} – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

ΔР_хх – потери холостого хода , кВт;

ΔР_кз – потери короткого замыкания, кВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

              ΔQ_т = N∙,                             (2.11)

где I_хх – ток холостого хода;

U_кз – напряжение короткого замыкания;

S_{н т} – номинальная мощность трансформатора.

Каталожные данные силовых трансформаторов (Рхх, Рк.з, Iхх, Uк.з) находим по справочнику [2, табл 2.110].

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах      цеховых ТП с учётом и без учёта соответствующей нагрузки приводим в    виде итоговых данных в колонках 28…31таблицы П.1.

Освещение территории предприятия производим с ближайших цеховых ТП. Это возможно благодаря тому, что мощность освещения невелика и оно включается вечером, когда часть оборудования уже отключена.

Местоположение подстанций выбираем как можно ближе к центрам электрических нагрузок. При этом учитываем расположение технологического оборудования и предусматриваем установку подстанций так, чтобы они не препятствовали нормальному ходу технологического процесса.

 

 

 

3 Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и

трансформаторов ГПП предприятия

 

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

Поскольку, основными потребителями на предприятии являются потребители второй категории, то выбираем схему внешнего электроснабжения, изображённую на рисунке 3.1. Электроснабжение предприятия осуществляется от двух независимых источников: подстанции «Непряхино» и подстанции «Тургояк». Существующие уровни напряжения на этих источниках 10 и 110 кВ, поэтому передачу электроэнергии будем производить на напряжении 110 кВ.

Мощность трансформаторов ГПП выбираем исходя из соотношения:

 

                                  S_т =   ,                                              (3.1)

  где Р_р.– расчётная активная нагрузка предприятия на стороне низшего

напряжения ГПП (пятый уровень СЭС), кВт

 

                              Р_р. =К_ом (∑ Р_р.н + ∑∆Р_m) + Р_р.осв ,                                         (3.2)  

где ∑ Р_р.н – расчётная активная низковольтная нагрузка всех цехов                   предприятия, кВт;

∑ ∆Р_m – суммарные потери активной мощности в трансформаторах  цеховых трансформаторных подстанций, кВт;

Р_р.осв. – расчётная активная нагрузка освещения предприятия, включающая  внутрицеховое и наружное освещение, кВт;

К_о.м. – коэффициент одновремённости максимумов[1],

Ко.м =f[(m+N), Киа],                                              (3.3)

 

где m − количество цехов на предприятии, m=25;

N − количество высоковольтных электроприёмников на предприятии, N=0;

Киа − коэффициент использования активной мощности. Этот коэффициент находим по формуле:

                          

                                                 ,                                             (3.4)

 

где Рс. н/в − средняя активная низковольтная нагрузка, кВт;

Рном. н/в − номинальная активная низковольтная нагрузка, кВт.

 

Киа=8417/14172 = 0,59

Ко.м = f [25,  0,59]

Ко.м = 0,9

Рр = 0,9∙(6806 + 145) + 291,3 + 1788 = 8335,2 кВт

 

Q_э1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы, квар

 

                                           Q_э1 = Р_р.n∙ tgφ                                                      (3.5)

tgφ₁₁₀ = 0,31

Q_э1 = 8335,2∙0,31= 2583,9 квар

 

                                       ∆Q_гпп 0,07∙ ,                                           (3.6)

где ∆Q_гпп – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, квар.

∆Q_гпп =0,07∙√ (8335,2² + 2583,9² ) = 610,9 квар

S_т= √(8335,2² + (2583,9 − 610,9)²)/ 2∙0,7 = 6118,2 кВА

S_{т. ном.}= 6,3 МВА

Принимаем к установке на ГПП два трансформатора мощностью                      S_{т. ном.} =6,3 МВА каждый.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

Кз.н = 8565,5/(2∙ 6300) = 0,68

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

Кз.п = 0,68∙2 = 1,36

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3.1 – Схема внешнего электроснабжения

 

 

 

 

4 Расчёт токов короткого замыкания

       

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

Для расчёта токов короткого замыкания составляется исходная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек короткого замыкания, расчётные точки к.з. и связи между ними.

Расчёт ведём для наиболее тяжёлого воздействия токов к.з., в режиме, когда один из трансформаторов главной понизительной подстанции отключен для проведения профилактиче­ских работ (аварии) и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10 кВ, то есть все электроприёмники питаются от подстанции «Тургояк». Электрическая схема приведена на рисунке 4.1, а её схема замещения на рисунке 4.2.

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

К-1 – в схеме внешнего электроснабжения;

К-2 – в распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;

К-3 – в электрической сети напряжением 0,4 кВ.

Определяем параметры элементов схемы. Исходные данные для расчёта: мощность короткого замыкания S_к = 1670 МВА, базисная мощность       S_б =100 МВА , расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы 3,6 км.    Индуктивное сопротивление линии х_о, напряжение короткого замыкания трансформатора U_к взяты из раздела 5.

Сопротивление системы:

                                                                                                             (4.1)

.

Сопротивление воздушной линии:

(4.2)

.

Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:

                                             (4.3)

 

 

 

          

                                               

 

 

 

 

 

Рисунок 4.1 – Исходная схема СЭС ПП для расчёта токов короткого замыкания в      максимальном режиме

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4.2 – Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в                 максимальном режиме

 

 

 

 

                                        

.

Сопротивления кабельных линий находим по формулам:

                                                                                                  (4.4)

                                                                                                      (4.5)

о.е.

о.е.

Сопротивление цехового трансформатора находим по формуле:

                                                                                                   (4.6)

 

                                                       (4.7)

о.е.

                                      

                                                                                                   (4.8)

о.е.

о.е.

Значение тока 3-х фазного КЗ в точке К1:

,                                           (4.9)

где х_∑ = х₁ + х₂

кА

Ударный ток короткого замыкания:

I_у1 = √2∙К_у∙I_к1 ,                                                         (4.10)

где К_у − ударный коэффициент, К_у = 1,8 [2].

I_у1 = √2∙1,8∙6,98 = 17,77 кА

Для выбора коммутационной аппаратуры в РУ 10 кВ ГПП необходимо значение тока к.з в точке К2, приведенное на низкую сторону, а для расчёта релейной защиты трансформатора ГПП – значение тока к.з. в точке К2, приведенное на   высокую сторону.

Значение тока 3-х фазного КЗ в точке К2, приведенное на высокую сторону:

                                                                                                      (4.11)

                                                      (4.12)

МВА

кА

Значение тока 3-х фазного КЗ в точке К2, приведенное на низкую сторону:

                                                   (4.13)

кА

Ударный ток короткого замыкания:

I_у2 = √2∙К_у∙I_к2 ,

где К_у − ударный коэффициент, К_у = 1,92 [2].

Iу= √2∙1,92∙3,16 = 8,58 кА

Значение тока трёхфазного короткого замыкания в точке К3:

                                      ,                                           (4.14) 

где I_б – базисный ток

                                                                                                         (4.15)

кА

х_∑ = х₁ + х₂ + х₃ + х₄ + х₅ = 0,06 + 0,012 + 1,667 +  0,0152 + 5,39 = 7,14 о.е.

r_∑ = r₄ + r₅ = 0,06 + 1,1= 1,16 о.е.

 кА

Ударный ток короткого замыкания:

I_у = √2∙К_у∙I_к3 =  √2∙1,6∙19,94 = 45,1 кА

Все результаты расчётов сводим в таблицу 5.

 

Таблица 5 – Мощность и токи коротких замыканий

Расчётная точка	Напряжение Uср расчётной точки, кВ	Токи, кА			Мощность к.з. ступени Sк.ст=∙Ucp∙Ino, MBA
		Iпо	Iпt	iу
К-1	115	6,98	6,98	17,77	1390,3
К-2	10,5	3,16	3,16	8,58	57,47
К-3	0,4	19,94	19,94	45,1	13,8

Для расчёта релейной защиты трансформатора ГПП определим токи короткого замыкания в точках К1 и К2 в минимальном режиме, то есть когда все электроприёмники питаются от подстанции «Непряхино». Электрическая схема приведена на рисунке 4.3, а её схема замещения на рисунке 4.4.

Определяем параметры элементов схемы. Исходные данные для расчёта: мощность короткого замыкания S_к = 1670 МВА, базисная мощность       S_б =100 МВА , расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы 39 км.

Сопротивление системы:

.

Сопротивление воздушной линии:

 

Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:

.

Значение тока 3-х фазного КЗ в точке К1 определяем по формуле (4.9):

кА

Значение тока 3-х фазного КЗ в точке К2, приведенное на высокую сторону, определяем по формуле (4.11):

МВА

 

Рисунок 4.3 – Исходная схема СЭС ПП для расчёта токов короткого замыкания в     минимальном режиме

Рисунок 4.4 – Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания в                  минимальном режиме

кА

Значение тока 3-х фазного КЗ в точке К2, приведенное на низкую сторону, определяем по формуле (4.13):

кА

 

 

 

 

 

5 Выбор электрооборудования и питающих линий для схемы внешнего   электроснабжения предприятия

 

Проведём выбор необходимого электротехнического оборудования, а также линии электропередачи для схемы внешнего электроснабжения (рисунок 3.1). Все оборудование, токоведущие части и изоляторы выбираем по условиям длительной работы и проверяем по условиям короткого замыкания в соответствии с указаниями ПУЭ /1/.

 

5.1 Выбор трансформаторов ГПП

 

На ГПП устанавливаем два трансформатора ТМН – 6300/110. Данный трансформатор имеет следующие технические характеристики[2]:

∆Р_хх = 10 кВт

∆Р_кз = 44 кВт

I_хх = 1%

U_кз = 10,5%

Потери мощности в трансформаторах:

 

               ∆Р_т = N∙( ∆Р_хх + K_{з. н}²∙ ∆Р_кз )                                                   (5.1)

                          (5.2)

 

∆Р_т = 2∙( 10 + 0,68²∙ 44 ) = 60,69 кВт

∆Q_т = 2∙ ( 1/100 ∙ 6300 + 0,68² ∙ 10,5/100 ∙ 6300 ) = 737,76 квар

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 

ΔА_т = N ∙ (∆Р_хх ∙ Tг + K_{з. н}²∙∆Р_кз ∙ τ),                                          (5.3)

 

где Тг − годовое число часов работы предприятия, Тг = 8760 ч

τ − годовое число часов максимальных потерь, определяемое из соотношения

                                 ,                                                (5.4)

где Т_м − годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки. Величину Т_м определяем по электротехническому справочнику                  [2, табл. 2.3 ].

ч/год

ΔА_т = 2 ∙ (10∙ 8760 + 0,68² ∙ 44 ∙ 1634,83) = 241723,195 кВт∙ч/год

 

 

5.2 Выбор линии электропередач

 

Нагрузка в начале линии:

 

(5.5)

кВА

Расчётный ток одной цепи линии напряжением 110 кВ:

                                    ,                                                       (5.6)

А

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

I_п = 2∙I_р.л                                                            (5.7)

I_п = 2∙23,053 = 46,106 А

Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока                         ( jэ = 1,1 А/мм², [ 3, табл. 2.35 ]).

                                                            (5.8)

мм²

По условиям короны выбираем провод АС – 70/11. Провод имеет длительно допустимый ток I_доп = 265 А и удельные сопротивления r_о = 0,428 Ом/км,                            х_о = 0,444 Ом/ км.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:

I_доп > I_п                                                             (5.9)

265>46,106

Находим потери активной энергии в проводах линии за год:

                             ΔА_л =   3∙I_р.л² ∙ r_о ∙ l ∙ τ                                                      (5.10)

ΔАл₁ =  3 ∙ 23,053² ∙ 0,428 ∙ 3,6 ∙ 1634,83 = 4016 кВт∙ч/год

ΔАл₂ =  3 ∙ 23,053² ∙ 0,428 ∙ 39 ∙ 1634,83 = 43507 кВт∙ч/год

ΔАл_∑ = 47523 кВт∙ч/год

 

5.3 Выбор коммутационной аппаратуры на ГПП

 

Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам [4]:

а) номинальному напряжению U_с < U_ном;                                                       (5.11)

б) номинальному току I_{раб.утяж} < I_ном,                                                               (5.12)

где I_{раб. утяж} — рабочий ток выключателя в наиболее тяжёлом рабочем режиме

;                                         (5.13)

в) номинальному току электродинамической стойкости:

симметричном  I_nol < I_дин,                                                                                   (5.14)

асимметричному  ;                                 (5.15)

г) номинальному току отключения:

симметричному ,                                                                                   (5.16)

асимметричному ,                                          (5.17)

где β_н  — процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания;

д) номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости)

,                                                           (5.18)

где t_з – время действия релейной защиты,

t_в – собственное время отключения выключателя,

Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

Намечаем к установке на вводе ГПП  элегазовые выключатели ВГУ-110.

 

Таблица 6 — Технические характеристики выключателя ВГУ– 110.

 

I_{раб.утяж} = I_max = 1,4 ∙ 6300/( √3 ∙ 110 ) = 46,29 А

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

                                         i_аt = √ 2∙ Iп ∙ e^-τ/Tа,                                                       (5.19)

где τ − время от начала короткого замыкания до отключения выключателя.

                                            τ = t_з. + t_в,                                                                 (5.20)

τ = 0,01 + 0,025 = 0,035 с

iat = √2 ∙ 6,98 ∙ e^-0,035/0,05 = 4,89 кА

Завод – изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключаемом токе.

                                                                                       (5.21)

кА

Вк = 6,98² ∙ (0,01 + 0,025 + 0,05) = 4,14 кА²∙с

I_терм² ∙ t_терм = 40² ∙ 2 = 3200 кА²∙с

Намечаем к установке на вводе ГПП  разъединители РДЗ-х- 110/1000Н УХЛ 1.

 

 

 

 

Таблица 7- Технические характеристики разъединителя РДЗ-х-110/1000Н УХЛ 1

Допустимый тепловой импульс для разъединителей:

I_терм² ∙ t_терм = 25² ∙ 3 = 1875 кА²с

Результаты выбора оборудования сводим в таблицу 8.

 

Таблица 8 – Сравнение расчётных и каталожных данных

Расчётные данные	Каталожные данные
Uуст=110 кВ              Imax=46,29А Intl=6,98 кА iat=4,89 кА Inol=6,98 кА iyl=17,77 кА Вк=4,14 кА2∙с	Выключатель элегазовый ВГУ-110	Разъединитель РДЗ–х–35/1000УХЛ 1.
	Uном=110 кв Iном=2000 А Iоткл=40 кА iа.ном=25,46 кА Iдин=40 кА iдин=102 кА Iтерм2tтерм=3200 кА2с	Uном=110 кВ Iном=1000 А Iоткл          — iа.ном        — Iдин           — iдин=63 кА Iтерм2tтерм= 1875 кА2с

 

 

 

5.4 Выбор трансформаторов тока

 

Для подключения релейной защиты трансформатора ГПП намечаем к установке на ОРУ 110 кВ трансформаторы тока типа ТРГ — 110. Технические данные трансформатора тока приведены в таблице 9.

 

Таблица 9 – Технические данные трансформатора тока

 

Сравнение расчётных и каталожных данных приведено в таблице 10.

 

Таблица 10 – Сравнение расчётных и каталожных данных трансформатора тока

К обмоткам трансформатора тока класса 5Р подключается защита трансформатора ГПП [смотри графическую часть проекта].

 

5.5 Выбор ограничителей перенапряжений

 

От атмосферных и коммутационных перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжений ОПН-110-УХЛ1 с U_ном=110 кВ. В нейтрали трансформаторов устанавливаем ограничители перенапряжений ОПН-У-110/56, они предназначены для защиты нейтрали трансформаторов от коммутационных перенапряжений при отключенном положении заземляющих ножей в нейтрали трансформатора.

 

 

6  Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения

предприятия

 

6.1 Выбор величины напряжения

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

В данном  проекте согласно [4], так как отсутствует нагрузка 6 кВ, принимаем на­пряжение внутреннего электроснабжения предприятия  10 кВ.

 

6.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения предприятия

 

Распределение электроэнергии на данном промышленном предприятии на     напряжении 10 кВ выполняем по магистральным схемам.

Магистральные схемы применяем[4]:

— при последовательном, линейном расположении подстанций: ТП-8, ТП-9,

ТП-10, ТП-11.

— для группы технологически связанных агрегатов: ТП-15,ТП-16.

[смотри графическую часть проекта].

 

6.3 Конструктивное выполнение электрической сети

 

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

Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный спо­соб, применяемый при прокладке до шести кабелей. С учётом отсутствия растягивающих усилий в грунте и средней коррозионной активности для прокладки используем кабель марки ААШв.

 

 

 

 

 

 

 

7 Расчёт питающих линий схемы внутреннего электроснабжения                 предприятия

 

7.1 Порядок расчёта кабельных линий

 

Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяем по экономической плотности тока и проверяем по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учётом условий его прокладки, по току перегрузки, потере напряжения в послеаварийном режиме и термиче­ской стойкости к токам короткого замыкания.

 

Расчётный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

                                              I_р.к = ,                                                  (7.1)

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

Например, при питании двухтрансформаторной подстанции это расчётная    нагрузка, прихо­дящаяся на один трансформатор. Для магистральной линии      мощность S_р.к должна определяться для каждого участка путём суммирования    расчётных нагрузок соответствующих трансформа­торов, питающихся по данному участку магистральной линии.

Сечение кабельной линии, определяем по экономической плотности тока:

                                                 F_э =                                                          (7.2)

где j_э – экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности использования максимума нагрузки [3, табл. 2.35]. j_э = 1,4 А/мм².

По результату расчёта выбираем кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Для выбранного кабеля по таблицам находим длительно допустимый ток I_д [3, табл. 2.24].

Допустимый ток кабеля с учётом условий его прокладки рассчитываем по формуле:

                                          >                                               (7.3)

где К_п –  поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [3, табл. 2.13];

K_t – поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [3, табл. 2.12];

N_к – число параллельно прокладываемых кабелей в кабельной линии.

 

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

                                        >                                  (7.4)

 где К_АВ –  коэффициент перегрузки [1].

Потерю напряжения в кабельной линии определяем по формуле:

(7.5)

где Р_р, Q_p — расчётная активная и реактивная нагрузки.

x_о, r_о— удельные индуктивное и активное сопротивления кабеля, Ом/км [3].

 

 

7.2 Расчёт термически стойкого сечения

 

Кабели напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения проверяем на термическую стойкость к токам к. з. Минимальное сечение кабеля по термической стойкости определяем по формуле:

,                                                    (7.6)

где С – коэффициент, зависящий от вида металла жил кабеля.

В_к – тепловой импульс.

Если площадь сечения кабеля, выбранная по условиям нормального и          утяжеленного режимов работы, оказывается меньше площади термически            устойчивого сечения F_тс, то сечение такого кабеля увеличиваем до ближайшего меньшего стандартного сечения по отношению к F_тс.

Минимальное сечение кабеля по термической стойкости для линий,               соединяющих ГПП и ТП.

В_к = I_{кп‌‌‌‌о}² ∙ [t_кз + Т_а]

t_кз = t_з + t_в + Δt_мтз

Значение параметра t_в взято из раздела 8

t_кз = 0,01 + 0,06 + 0,5 = 0,57 с

В_к = 3,16² ∙ [0,57 + 0,12] = 6,89 кА²с

мм²

Расчётные данные сводим в таблицу 11.

 

Таблица 11 — Проверка кабелей на термическую стойкость

Кабельная линия	Iк, кА	tрз, с	tсв, с	Tа, с	Вк, кА2с	С, А∙	Fтс, мм2
ГПП-ТП	3,16	0,5	0,06	0,12	6,89	100	26,2

 

 

7.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

 

Как говорилось выше, магистральные схемы применяются при последовательном, линейном расположении трансформаторных подстанций. Однако не всегда сразу  удаётся найти правильное решение и перед проектировщиками возникает вопрос: по какой магистральной линии лучше запитать ту или иную подстанцию?  Ответ приходит после технико-экономического сравнения вариантов.

В нашем случае также существуют спорные варианты. Рассмотрим их. Первый вариант: питание по одной магистральной линии ТП3, ТП2, ТП6, по другой – ТП4, ТП5. Второй вариант: питание по одной магистральной линии ТП4, ТП5, ТП6, по другой  ТП3, ТП2. Проведём технико-экономическое сравнение вариантов.

Годовые приведенные затраты находим по формуле:

n

З = ∑ Е_н∑i∙ K_i + И_э ,                                                  (7.7)

                                               i=1

где Е_н∑i– общие ежегодные отчисления от капитальных вложений,  о.е;  значение коэффициента Е_н∑I определяем по электротехническому справочнику [2];

К_i – сумма капитальных затрат i – й группы одинаковых элементов, тыс. руб;

И_э – издержки эксплуатационные в текущем году, тыс. руб.

                                             И_э = С_о ∙ ΔW_∑ ,                                                      (7.8)

где ΔW_∑ — потери электроэнергии в кабельных линиях,   кВт∙ч;

С_о – удельная стоимость потерь электроэнергии,  руб/кВт∙ч.

                                          ,                                               (7.9)

где К_м  – отношение потерь активной мощности предприятия ∆Р_э в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Р_м активной мощности предприятия. Значение К_м определяем по типовому суточному графику[1].

τ – годовое число часов максимальных потерь, час;

α_нов – основная плата двухставочного тарифа, руб / кВт∙месяц ( см. исходные

данные);

β – стоимость одного кВт∙ч электроэнергии (дополнительная плата двухставочного тарифа), руб / кВт ∙ час (см. исходные данные);

δ – коэффициент, который учитывает затраты, связанные с покрытием потерь в сети, обусловленных передаваемой по ним мощностью.

δ = 1 + 0,02 ∙∑(ΔW_{норм.i %}),                                       (7.10)

где ΔW_{норм.i %} — нормативное значение потерь энергии в сетях соответствующего уровня напряжения. Значение коэффициента δ определяем по методическому    пособию [4].

Для первого и для второго вариантов произведём расчёт кабельных линий и найдём потери в линии электропередач.

Расчёт кабельных линий для первого варианта производим по приведенным выше формулам и сводим в таблицу 12, для второго – в таблицу 13.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Для первого варианта определим потери в кабельных линиях.

ΔАл(ГПП-ТП3) = 2∙(3∙37,8²∙1,24∙0,131∙1634,83) = 2276,67 кВат∙ч/год

ΔАл(ТП3-ТП2) = 2∙(3∙25,7²∙1,24∙0,239∙1634,83) = 1920,04  кВат∙ч/год

ΔАл(ТП2-ТП6) = 2∙(3∙12,9²∙1,24∙0,201∙1634,83) = 406,84 кВат∙ч/год

ΔАл(ГПП-ТП4)) = 2∙(3∙37,7²∙1,24∙0,182∙1634,83) = 3146,3 кВат∙ч/год

ΔАл(ТП4-ТП5) = 2∙(3∙20,1²∙1,24∙0,114∙1634,83) = 560,2 кВат∙ч/год

Для второго варианта определим потери в кабельных линиях.

ΔАл(ГПП-ТП3) = 2∙(3∙25²∙1,24∙0,131∙1634,83) = 995,86 кВат∙ч/год

ΔАл(ТП3-ТП2) = 2∙(3∙12,9²∙1,24∙0,239∙1634,83) = 483,75  кВат∙ч/год

ΔАл(ГПП-ТП4) = 2∙(3∙50,5²∙0,89∙0,182∙1634,83) = 4051,99 кВат∙ч/год

ΔАл(ТП4-ТП5) = 2∙(3∙32,4²∙1,24∙0,114∙1634,83) = 1455,59 кВат∙ч/год

ΔАл(ТП5-ТП6) = 2∙(3∙12,9²∙1,24∙0,169∙1634,83) = 342,07 кВат∙ч/год

Определим удельную стоимость потерь электроэнергии:

руб/кВт∙ч

Данные для сравнения вариантов внутреннего электроснабжения сводим в таблицу 14. Из таблицы 14 видим, что затраты по первому варианту составили 58,714 тыс. руб/год, а по второму 55,201 тыс. руб/год. Поскольку затраты по второму варианту на 6% меньше чем по первому, то принимаем второй вариант схемы внутреннего электроснабжения.

Расчёт по выбору кабельных линий производим с учётом подразделов 7.2 и 7.3.  Результаты расчёта сводим в таблицу П.2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8 Выбор электрооборудования системы электроснабжения предприятия

 

8.1 Выбор трансформаторов собственных нужд главной понизительной

подстанции

 

Приёмниками собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, освещение, электроподогрев коммутационной аппаратуры ВН и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация, система пожаротушения, система телемеханики и т.д. Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:

S_тсн = S_н.т ∙ 0,5%                                              (8.1)

S_тсн = 6300∙ 0,005 = 31,5 кВА

Принимаем к установке ТМ-40/10, который присоединяется к выводам 10 кВ трансформатора ГПП через предохранители.

Ток предохранителя:

                                                                                      (8.2)

А

                                                I_ут = 1,4 ∙I_ном                                                   (8.3) 

I_ут = 1,4∙2,2 = 3,08 А

Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ-101-10-5-12,5У3 [2].

 

8.2 Выбор типа распределительного устройства на низкой стороне главной

понизительной подстанции, выключателей, трансформаторов тока  и напряжения.

Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным, из шкафов серии КУ- 10. В качестве основной высоковольтной комплектующей аппаратуры в шкафах применяются:

– выключатели элегазовые серии VF-12;

– разъединитель штепсельный РВР-10;

– трансформаторы тока типов ТЛК-10, ТЛШ-10;

– трансформаторы напряжения типов ЗНОЛ.09, НОЛ.08;

– трансформаторы тока защиты кабелей типа ТЗЛМ.

 

Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектное распределительное устройство, представлен в таблице 15.

Номинальный ток силового трансформатора:

                                                                               (8.4)

 А

 

Максимальный (послеаварийный) ток силового трансформатора:

                                                                                    (8.5)                                         

А

 

Таблица 15 — Проверка выключателей 10 кВ

τ = t_з.мин+ t_в + Δt_мтз=0,01+0,06+1,5=1,57с

— τ/T                            _-1,57/0,12

I_а,τ = √2∙ I_п,τ∙e    =√2∙3,16∙е      =0 кА

I_{а ном} =√2 ∙ Iотк ∙ β=√2∙16000∙0,2=4,5 кА

Вк = I ²_п,τ∙(tз+tв+Δt_мтз+Та)=3,16²∙(0,01+0,06+1,5+0,12)=16,88 кс

В качестве секционных выключателей принимаем выключатели этого же типа.

 

Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции приведен в таблице 16.

 

Таблица 16 — Выбор трансформаторов тока

 

Вторичная нагрузка ТТ: амперметр, ваттметр, расчётные счётчики активной и реактивной энергии.

 

Рисунок 8.1 — Схема вторичных токовых цепей трансформатора тока 10 кВ.

 

Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее      загруженного трансформатора тока. Данные внесем в таблицу 17.

Таблица 17 — Нагрузка трансформаторов тока

 

Из таблицы 17 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А,    тогда общее сопротивление приборов:

                                                                                           (8.6)

Ом

Допустимое сопротивление проводов:

                             r_пров = z_2ном— r_приб  − r_конт,                                       (8.7)

где = 0,4 – для класса точности 0,5;

r_конт = 0,1 Ом – для четырёх приборов

r_пров = 0,4 − 0,044  − 0,1 = 0,256 Ом

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду, значит  l_расч = ∙l, тогда сечение соединительных проводов:

                                            ,                                                   (8.8)

где ρ – удельное сопротивление материала провода.

мм²

Правила устройства электроустановок[7] регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм², поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм².

Схема включения приборов, выбранных на секционном выключателе главной понизительной подстанции, представлена на рисунке 8.2.

 

 

Рисунок 8.2 — Схема цепей трансформатора тока секционного выключателя 10 кВ

 

Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные внесем в таблицу 18.

Таблица 18 — Нагрузка трансформаторов тока

 

Из таблицы 18 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы С,    тогда общее сопротивление приборов [9]:

                                                                               Ом

Допустимое сопротивление проводов:

                              r_пров = z_2ном —  r_приб  − r_конт,

где = 0,4 – для класса точности 0,5;

r_конт = 0,05 Ом – для трёх приборов

r_пров = 0,4 − 0,02  − 0,05 = 0,33 Ом

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в одну фазу, значит               l_расч = 2∙l, тогда сечение соединительных проводов:

                                              

мм²

Правила устройства электроустановок[7] регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм², поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм².

Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. К нему подключаются измерительные приборы всех присоединений данной секции.

Принимаем к установке 3×ЗНОЛ.09-10  U_ном = 10 кВ, S_ном = 75В∙А в классе точности  0,5. Подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице 19.

 

 

Таблица 19 — Нагрузка трансформаторов напряжения

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

                                          

= 33,26 В∙А

Три трансформатора напряжения ЗНОЛ. 09-10, соединённых в звезду, имеют мощность 3 ∙ 75 = 225, что больше S_2∑. Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм² по условию механической прочности.

Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН-001-10У3 и втычной разъединитель.

 

 

8.3 Выбор выключателей напряжением 10 кВ, установленных на отходящих

линиях, и соответствующих трансформаторов тока.

     Выбор выключателей напряжением 10 кВ, установленных на отходящих       линиях, а также соответствующие трансформаторы тока приведены в таблице 20.

 

Таблица 20 — Выключатели 10 кВ

Кабельные линии	Uн, кВ	Iр, А	Iутяж, А	Iпо, кА	Iу, кА	Тип выключателя	Тип ТА
ГПП – ТП7	10	23,7		3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ТП7 – ТП1	10	9,3		3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ГПП – ТП3	10	25	50	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ТП3 – ТП2	10	12,9	25,9	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ГПП – ТП4	10	50,5	101	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ТП4 – ТП5	10	32,4	64,8	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-75-0,5/10Р
ТП5 – ТП6	10	12,9	25,7	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ГПП — ТП8	10	25,3	50,7	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-75-0,5/10Р
ТП8 – ТП9	10	12,7	25,3	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ГПП – ТП10	10	63,5	126,9	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ТП10 – ТП11	10	12,8	25,6	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ГПП — ТП12	10	45,2		3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ТП12 — ТП13	10	37,6		3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ТП13 – ТП14	10	14,5		3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ГПП – ТП15	10	97,4	194,7	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-200-0,5/10Р
ТП15 – ТП16	10	48,2	96,4	3,16	8,58	VF-12.08.16	ТЛК-10-100-0,5/10Р

 

 

 

 

 

 

8.4 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне низшего напряжения

трансформаторных подстанций

 

Для установки в цехах принимаем сборные ТП с трансформаторами         ТМЗ-160, ТМЗ-250, ТМЗ-400, ТМЗ-1000.

Распределительное устройство на стороне низкого напряжения трансформаторных подстанций выполняем на панелях ЩО 70-3М. В качестве вводных панелей принимаем панели с автоматическими выключателями на вводе. На этих панелях располагаются стационарные (невыдвижные) выключатели серии ВА50 на токи 400, 1000А с электромагнитным приводом и выключатели «Электрон» Э25С на 2500 А с электродвигательным приводом. Для производства ремонтных работ, между сборными шинами и выключателями устанавливаются разъединители. Трансформаторы тока на этих панелях, для удобства обслуживания располагаются  между выключателями и разъединителями.

По величине тока короткого замыкания в точке К–3 производится выбор вводных и секционного  выключателей, установленных на стороне низшего       напряжения трансформаторных подстанции. Произведём необходимые расчёты на примере подробно рассчитываемого цеха.

Номинальный ток цехового трансформатора:

I_н = 0,78∙400/(√3∙0,4)=450 А

Максимальный (послеаварийный) ток силового трансформатора:

I_max = 1,4∙400/(√3∙0,4)=808 А

Результаты расчёта по выбору автоматических выключателей сводим в       таблицу 21.

 

Таблица 21 – Выбор автоматических выключателей, установленных на стороне низшего напряжения трансформаторных подстанций

 

Продолжение таблицы 21

 

 

 

 

 

 

Выбор оборудования низковольтных распределительных пунктов(0,4 кВ) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и тяжёлом режимах. Результаты выбора сводим в таблицу 22.

 

Таблица 22-  Выбор автоматических выключателей, установленных на вводе НРП

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9 Компенсация реактивной мощности

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия. Распределительное устройство 10 кВ ГПП имеет две секции сборных шин. Части схемы электроснабжения предприятия, питаемые соответственно от 1-й и 2-й секций с.ш.. РУ 10 кВ ГПП, не идентичны. Поэтому расчёт ведём для двух секций с.ш.

 

9.1 Расчёт компенсации реактивной мощности для  первой секции сборных шин

 

К 1-й секции с.ш. подключены кабельные линии,   питающие трансформаторы цеховых ТП. В таблице 23 приведены исходные данные для схемы электроснабжения, показанной на рисунке 9.1.  Здесь обозначено:    S_нтi–номинальная мощность трансформатора i-ой ТП; Q_1i и Q_тi – реактивная нагрузка на один трансформатор  i-ой ТП и потери реактивной мощности в нём; R_трi – активное сопротивление трансформатора i-ой ТП, приведенное к напряжению 10 кВ; R_лi– активное сопротивление i – й кабельной линии.

Сопротивление трансформатора определяем по формуле:

                                                                                   (9.1)

Сопротивление кабельной линии определим по формуле:

                                      R_лi = R_у ∙ l                                                              (9.2)

   где   R_у – удельное сопротивление кабеля, Ом/км;

l – длина кабельной линии, км.

Таблица 23 – Исходные данные для расчёта компенсации реактивной мощности

Трансформаторная подстанция	Sт.нi, кВА	Q1i, квар	ΔQтi, квар	Rтрi, Ом	Rлi, Ом
ТП — 7	250	138, 4	15,9	6,72	0,258
ТП — 1	160	78,8	10,3	12,109	0,296
ТП — 3	250	40,8	13,9	6,72	0,162
ТП — 2	250	128,5	13,9	6,72	0,296
ТП — 4	400	196,5	19,35	3,688	0,162
ТП — 5	400	39,05	21,4	3,688	0,144
ТП — 6	250	102,6	13,9	6,72	0,21
ТП — 8	250	45,025	13,9	6,72	0,208
ТП — 9	250	45,025	13,9	6,72	0,095
ТП — 10	1000	270,25	53,5	1,1	0,187
ТП — 11	250	89,35	13,9	6,72	0,087
ТП — 15	1000	496	50	1,1	0,066
ТП — 16	1000	487	48,9	1,1	0,056
Итого		2157,3	302,75

 

 

 

 

 

Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности производим по формуле:

 

С₀ = δ

где δ – коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности[5];

α – основная ставка тарифа, руб/кВт;

β – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии (дополнительная ставка тарифа);

К_м – отношение потерь активной мощности предприятия ∆Р_э от протекания   реактивной мощности Q_э, потребляемой предприятием в период наибольшей       нагрузки энергосистемы, к максимальным потерям ∆Р_м активной мощности от протекания реактивной мощности Q_м, потребляемой предприятием;

τ – время использования максимальных потерь, ч.

 

С₀ = 1,07∙(225,51∙12∙1 + 1,261∙1634,83) = 5101,375 руб/кВт

Определим затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками. Воспользуемся формулами, приведенными в [8]:

— для низковольтных БК (0,4 кВ)

                                   З_1г.кн = Е∙К_БКН∙К_пр.ц + С₀∙ΔР_БКН                                                             (9.3)

З_1г.кн =0,223∙12000∙75,15+5101,375∙4 = 221506,9 руб/Мвар;

— для высоковольтных БК (10 кВ)

                                З_1г.кв = З₁₀ = Е∙К_БКВ∙К_пр.ц + С₀∙ΔР_БКв                                                           (9.4)

З_1г.кв = З₁₀ = 0,223∙6000∙75,15+ 5101,375 ∙2 = 110753,45 руб/Мвар;

Определение эквивалентных активных сопротивлений ответвлений с ТП,   подключенных к 1-ой секции СШ ГПП. Для расчёта оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные         сопротивления соответствующих ТП. Рассмотрим их последовательно.

На рисунке 9.2 изобразим схему замещения магистральной линии с двумя ответвлениями

Рисунок 9.2 — Схема замещения магистральной линии с двумя ответвлениями.

Для ТП, питающихся по магистральной линии (рисунок 9.2), сначала введём обозначения:

r₀₁ = R_л1                  r₁₂ = R_л2

r₁ = R_тр1               r₂ = R_тр2

Эквивалентная проводимость точки 1 схемы (рисунок 9.2) определяется по формуле:

                                                                                       (9.5)

           С учётом полученного, эквивалентные сопротивления присоединений ТП определяются по формулам:

                                      R_э1 =                                                   (9.6)

                                      R_э2 =                                       (9.7)

На рисунке 9.3 изобразим схему замещения магистральной линии с тремя ответвлениями.

 

 

 

Рисунок 9.3 – Схема замещения магистральной линии с тремя ответвлениями

 

 

Для ТП, питающихся по магистральной линии ( рисунок 9.3 ), сначала введём обозначения:

 r₀₁ = R_л1                  r₁₂ = R_л2               r₂₃ = R_л3

                           r₁ = R_тр1               r₂ = R_тр2               r₃ = R_тр3

 

Эквивалентные проводимости точек 2 и 1схемы ( рисунок 9.3 ) определяются по формуле:

 

                                                                                              (9.8)

                                                                                             (9.9)

Эквивалентные сопротивления:

                                                                                               (9.10)

                                                                              (9.11)

                                 (9.12)                            

 

Значения эквивалентных сопротивлений записываем в таблицу 23.

Определение реактивной мощности источников, подключенных к 1-й секции с.ш. 10 кВ ГПП. Оптимальные реактивные мощности низковольтных БК, подключенных к ТП, определяем в предположении, что к этим шинам ГПП подключена высоковольтная БК:

(9.13)

Результаты расчёта мощностей Q_ci низковольтных БК сводим в таблицу 24.

 

Таблица 24 – Низковольтные конденсаторные батареи

Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к СШ 10 кВ ГПП, производим из условия баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ ГПП:

                            13                                                                             

Q₀ =∑(Q_1i + ΔQ_тi) +ΔQ_{т ГПП} −∑Q_ci− Q_эс ,                                    (9.14)

1                                                                                

где Q_эс – величина экономически целесообразной реактивной мощности,               передаваемой энергосистемой заводу.

Qэс = 0,31∙4167,6 = 1292 квар                                                      

Q₀ = 2157,3 + 302,75 + 305,45 − 6,5 − 1291,96 = 1467,044 квар

Намечаем к установке в РУ 10 кВ ГПП высоковольтную конденсаторную батрею: УККРМ-7-1500-х-х-х УХЛ4. Окончательный выбор конденсаторной установки будет произведён в разделе спецвопроса.

Зная выбранное значение мощности Q_стi ККУ, определяем расчётный коэффициент реактивной мощности на вводе ГПП (без учёта мощности Q_эс, поступившей из энергосистемы):

                           tgφ_р =                                 (9.15)

 

где Q_р1 – расчётная реактивная нагрузка приходящаяся на одну секцию шин, квар                                                  

                                              Q_р1 =∑(Q_1i + ΔQ_тi) +ΔQ_{т ГПП}                                 (9.16)

Q_р1 = 2157,3 + 302,75 + 305,45=2765,5 квар

 

tgφ_р =

 

 

 

 

 

 

9.2 Расчёт компенсации реактивной мощности для  второй секции сборных шин

 

Расчёт для 2-й секции сборных шин ведём аналогично расчёту для 1-й секции сборных шин

Схема замещения СЭС ПП для проведения расчёта компенсации реактивной мощности представлена на рисунке 9.4.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 25 – Исходные данные для расчёта компенсации реактивной мощности

 

Таблица 26 – Низковольтные конденсаторные батареи

Место      уст–ки БК	Rэквi,        Ом	Qci,Qcoj,            Мвар		Qкi,    квар	Qкi+Qci,    квар	Тип принятой        стандартной БК	Qстi,  квар
		расчётное	принятое
ТП — 3	7,04	-0,099	0	141,55	141,55	УККРМ-5-150-5 У3, УХЛ4	150
ТП — 2	7,348	-0,0056	0	42,17	40,9	УККРМ-5-50-5 У3, УХЛ4	50
ТП — 4	4,08	-0,05	0	0	0
ТП — 5	4,32	-0,19	0	228,7	228,7	УККРМ-5-300-12,5 У3, УХЛ4	300
ТП — 6	8,12	-0,017	0	105,3	105,3	УККРМ-5-150-5 У3, УХЛ4	150
ТП — 8	7,13	-0,093	0	163,8	163,8	УККРМ-5-200-12,5 У3 УХЛ4	200
ТП — 9	7,23	-0,091	0	163,8	163,8	УККРМ-5-200-12,5 У3 УХЛ4	200
ТП — 10	1,317	-0,5	0	234,95	234,95	УККРМ-5-300-12,5 У3, УХЛ4	300
ТП — 11	8,15	-0,03	0	33,1	33,1	УККРМ-5-50-5 У3, УХЛ4	50
ТП — 12	13	0	0	0	0
ТП — 13	4,39	0,0026	0,0026	36	38,6	УККРМ-5-50-5 У3, УХЛ4	50
ТП — 14	8,74	0,0279	0,0279	60,5	88,4	УККРМ-5-100-5 У3, УХЛ4	100
ТП — 15	1,23	-0,337	0	0	0
ТП — 16	1,29	-0,306	0	0	0
Итого			0,0305	1209,87			1550

Определяем мощность высоковольтной БК, подключенной к СШ 10 кВ ГПП

Q₀ = 2376,4 + 325,27 + 305,45 − 30,5 − 1291,96 = 1684,664 квар

Намечаем к установке в РУ 10 кВ ГПП высоковольтную конденсаторную батрею: УККРМ-7-1800-х-х-х УХЛ4. Окончательный выбор конденсаторной установки будет произведён в разделе спецвопроса.

Зная выбранное значение мощности Q_стi ККУ, определяем расчётный коэффициент реактивной мощности на вводе ГПП (без учёта мощности Q_эс, поступившей из энергосистемы):

                                 tgφ_р =  ,

 

где Q_р1 – расчётная реактивная нагрузка приходящаяся на одну секцию шин,

квар

   Q_р1 =∑(Q_1i + ΔQ_тi) +ΔQ_{т ГПП}

Q_р1 = 2376,4 + 325,27 + 305,45=3007,12 квар

 

tgφ_р =

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10  Выбор высоковольтной конденсаторной установки, подключенной к сборным шинам 10 кВ

 

     Произведём выбор высоковольтной конденсаторной установки. Для этого сравним регулируемуюУККРМ-7-1800 и нерегулируемую УККРМ-7-1800  конденсаторные установки [10]. Сравнение проведём по следующим показателям:

— суммарные потери электроэнергии за сутки и за год;

— tg φ;

— стоимость конденсаторной установки;

— срок окупаемости.

В расчётах будем рассматривать вторую секцию сборных шин.

Суточное потребление активной и реактивной мощности нагрузкой, подключенной ко второй секции сборных шин, приведено в таблице 27.

Рассмотрим регулируемую конденсаторную установку. Высоковольтная конденсаторная установка с автоматическим регулированием cosφ  для компенсации     реактивной мощности в электросети предприятия, изготавливается на базе вакуумных контакторов и регулятора  DCRJ ( Lovato electric). Автоматическое регулирование обеспечивается подключением, отключением батарей конденсаторов с определённым шагом. Для рассматриваемой установки шаг регулирования равен 150 квар. Регулирование числа включенных конденсаторов позволяет избежать перекомпенсации и как следствие штрафных санкций со стороны энергоснабжающей организации [10].

Проведём расчёт для регулируемой конденсаторной установки. Реактивная мощность конденсаторной установки за каждый час рассматриваемых суток, приведена в таблице 28.

Тангенс, за каждый час рассматриваемых суток, определим по формуле:

                                                      tgφ_i =  ,                                                    (10.1)

 

где Q_∑i  — суммарная реактивная мощность, протекающая по линии электропередач за каждый час рассматриваемых суток, квар.

                                                      Q_∑i  =Q_1i + ΔQ_тГППi                                          (10.2)

где Q_1i— реактивную мощность, получаемая в результате суммирования мощности  нагрузки и мощности конденсаторной установки за каждый час рассматриваемых суток, квар;

Q_1i = Q_потрi — Q_бкi,                                            (10.3)

где Q_потрi– реактивная мощность потребляемая нагрузкой за каждый час рассматриваемых суток, квар;

Q_бкi– реактивная мощность конденсаторной установки за каждый час рассматриваемых суток, квар;

ΔQ_{т ГППi}— потери в трансформаторе ГПП за каждый час рассматриваемых суток, квар;

                                              ΔQ _тГППi =,                                  (10.4)

где Р_i – активная мощность потребляемая нагрузкой за каждый час рассматриваемых суток, кВт.

Полученные данные Q_1i, ΔQ_{т ГППi}, Q_∑i , tgφ_i сводим в соответствующие таблицы  29,30,31,32

Потери в трансформаторе ГПП за каждый час рассматриваемых суток определим по формуле:

ΔW_т = ΔР_кз ∙ К_зi² + ΔР_хх ,                                            (10.5)

где ΔРкз – потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторе, кВт.

Для трансформатора ТМН-6300 эти величины составят: ΔРхх =10 кВт,              ΔРкз =44кВт  [ 2 ].

К_зi – коэффициент загрузки трансформатора ГПП за каждый час рассматриваемых суток.

К_зi = ,                                                                            (10.6)

где S_i – полная мощность без учёта потерь реактивной мощности в трансформаторе ГПП, кВА.

S_i= √(Q_1i² + Р_i² )                                                        (10.7)

S_{ном т ГПП} – номинальная мощность трансформатора ГПП, кВА.

Полученные данные S_i, K_зi, ΔW_т сводим в соответствующие таблицы 33, 34, 35.

Потери в линии электропередач за каждый час рассматриваемых суток определим по формуле:

                                              ΔW_л = ΔP_л = ,                                            (10.8)

где S_лi – полная мощность протекаемая по линии за каждый час рассматриваемых суток, кВА

                                               S_лi=                                                    (10.9)

R_л – активное сопротивление воздушной линии , Ом.

                                                      R_л = R₀ ∙ L ,                                                      (10.10)

где R_o – удельное активное сопротивление воздушной линии, R_o=0,428 Ом/км;

L – длина воздушной линии от подстанции энергосистемы  («Непряхино» ) до ГПП предприятия,  L=39км.

Rл=0,428 ∙ 39 = 16,69 Ом

Полученные данные S_лi, ΔW_л сводим в соответствующие таблицы 36, 37.

Определим суммарные потери за каждый час рассматриваемых суток.                                                                ΔW_∑i = ΔW_л∑i + ΔW_т∑i                                           (10.11)

Полученные данные сводим в таблицу 38.

Аналогично расчётам для регулируемой конденсаторной установки проводим расчёты для нерегулируемой конденсаторной установки. Реактивная мощность  конденсаторной установки за каждый час рассматриваемых суток приведена в таблице 39.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Полученные данные Q_1i, ΔQ_{т ГППi}, Q_∑i , tgφ_i,  S_i, K_зi, ΔW_т, S_лi, ΔW_л сводим в соответствующие таблицы  40, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48.

Определяем суммарные потери за каждый час рассматриваемых суток и полученные данные сводим в таблицу 49.

Для наглядности того, что конденсаторную установку нужно устанавливать произведём те же расчёты, но без конденсаторной установки. Полученные данные ΔQ_{т ГППi}, Q_∑i , tgφ_i,  S_i, K_зi, ΔW_т, S_лi, ΔW_л сводим в соответствующие таблицы

50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57.

Определяем суммарные потери за каждый час рассматриваемых суток и полученные данные сводим в таблицу 58.

Сравним данные, полученные с использованием регулируемой и нерегулируемой конденсаторных установок.

Суммарные потери  за сутки для варианта с регулируемой конденсаторной установкой:

                                              ΔW_∑ = ΔW_л∑ + ΔW_т∑                                             (10.12)

Для данного варианта суммарные потери электроэнергии за рассматриваемые сутки составят 869,755 кВтч.

Потери электроэнергии за год составят:

                                                ΔW_год = ΔW_∑  ∙365                                                  (10.13)

ΔW_год = 869,755  ∙365=317460,6 кВтч

Суммарные потери за сутки для  варианта с нерегулируемой конденсаторной установкой составят 876,265 квтч.

Определим потери электроэнергии за год:

ΔW_год = 876,265  ∙365=319836,7 кВтч

Такая незначительная разница между потерями электроэнергии связана с тем, что потери обуславливаются в основном протеканием активной мощности, которая как для первого, так и для второго варианта неизменна.

Определяем приведенные годовые затраты для первого и второго вариантов.

З₁ = Е_н ∙ К + Co ∙ ΔW,

где E_н = 0,193 [2];

К₁=970000руб — стоимость регулируемой конденсаторной установки  [10].

К₂=310200руб — стоимость нерегулируемой конденсаторной установки  [10];

Со = 3,12руб/кВтч , удельная стоимость потерь эл.энергии взята из раздела 7.

З₁ = 0,193 ∙ 970000+ 3,12 ∙ 317460,6 = 1177687,072 руб

З₂ = 0,193 ∙ 310200+ 3,12 ∙ 319836,7 = 1057759,104 руб

Приведенные годовые затраты для второго варианта – варианта с  нерегулируемой конденсаторной установкой на  10% меньше чем для второго.

Определим срок окупаемости регулируемой конденсаторной установки:

                                                    Т_с = ,                                                  (10.14)

где К_I, К_II – капиталовложения приведенные к одному году;

                                                     К_I= E_н ∙ К₁ ,                                                                                        (10.15)

                                                     К_II= E_н ∙ К₂ ,                                                        (10.16)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

И_эI, И_эII – издержки эксплуатационные в текущем году.

И_эI = С_о∙ΔW_год                                                    (10.17)

                                                     И_эII = С_о∙ΔW_год                                                                                (10.18)

К_I= 0,193 ∙ 970000 = 187210 руб

К_II= 0,193 ∙ 310200 = 59868,6 руб

И_эI =3,12 ∙317460,6 = 990477,072 руб

И_эII =3,12 ∙319836,7 = 997890,504 руб

Тс = (187210 – 59868,6)/(997890,504 – 990477,072) = 17 лет

Эффективности применения регулируемой конденсаторной установки по отношению к нерегулируемой в области снижения приведенных затрат незначительна, о чём свидетельствует относительный срок окупаемости.

Сравним тангенс в том и другом варианте. Из приведенных выше таблиц видим, что тангенсы отличаются. Для варианта с нерегулируемой батареей конденсаторов помимо положительных значений тангенс имеет и отрицательные значения. Это означает, что в часы минимума избыток реактивной мощности поступает к источнику. А это в свою очередь отрицательно сказывается на генераторах энергосистемы, система становится неустойчива. Для варианта с регулируемой батареей конденсаторов такой недостаток отсутствует, поскольку, как говорилось выше, она регулируется ступенями. Для варианта без батареи конденсаторов tgφ достигает довольно больших значений, что также недопустимо. Тангенс, заданный энергосистемой равен 0,31 и это значение не должно быть превышено, в противном случае энергоснабжающая организация накладывает на потребителя штрафные санкции.

Из этих соображений принимаем к установке регулируемую батарею конденсаторов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11 Релейная защита силового трансформатора на ГПП

 

Согласно ПУЭ/1/ для трансформаторов общего назначения должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

—         многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

—         витковых замыканий в обмотках;

—         токов в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями;

—         токов в обмотках обусловленных перегрузкой;

—         понижения уровня масла.

Соответственно устанавливаются следующие виды защит:

— дифференциальная защита от различных видов короткого замыкания;

— максимальная токовая защита как резервная от внешних многофазных коротких замыканий;

—         защита от перегруза;

— газовая защита.

 

11.1 Продольная дифференциальная защита

 

Согласно ПУЭ/1/ на двухтрансформаторных  подстанциях при мощности трансформатора 4 МВА и более устанавливается дифференциальная защита без выдержки времени.

Трансформатор ГПП для которого предусматривается защита имеет следующие параметры: мощность трансформатора S_н = 6,3 МВА, напряжение первичной обмотки U_в = 115 кВ, напряжение вторичной обмотки U_н=11 кВ.

Все расчёты проводим в соответствии с литературой [12].

Защита выполняется с помощью дифференциального реле РСТ 15.

Номинальные токи обмоток трансформатора:

высшего напряжения

I^ВН_ном = S_н/ (Ö3×Uв) = 6,3×10⁶/(Ö3×115×10³) = 31,63 А

низшего напряжения

I^НН_ном = S_н/ (Ö3×Uв) = 6,3×10⁶/(Ö3×11×10³) = 330,7 А

Выбранный трансформатор тока на стороне высокого напряжения ТРГ-110. Номинальный ток на первичной стороне: I_1ном =100 А.

Номинальный ток на вторичной стороне: I_2ном = 5 А.

Коэффициент трансформации:

К_тв = I_1ном / I_2ном = 100/5

Схема включения трансформаторов тока – полный треугольник, следовательно, К^ВН_сх = Ö3.

Выбранный трансформатор тока на стороне низкого напряжения: ТЛК-10.

Номинальный ток на первичной стороне: I_1ном =600 А.

Номинальный ток на вторичной стороне: I_2ном = 5 А.

Коэффициент трансформации:

К_тн = I_1ном / I_2ном = 600/5

Схема включения трансформаторов тока – неполная звезда, следовательно,    К^НН_сх = 1.

Вторичные токи трансформаторов тока при номинальной мощности силового трансформатора:

                                                      (11.1)

                                                                                                   (11.2)

 

За основную сторону принимаем сторону низкого напряжения, так как Iвн> Iвв.

Определяем токи небаланса, вызванные погрешностями трансформаторов тока I¢_нб и регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) I¢¢_нб . Все токи приводим к ступени напряжения основной стороны.

I¢_нб = К_одн × К_а × e × I_{кmax в} ,                                                                       (11.3)

где К_одн – коэффициент однотипности трансформаторов тока, К_одн =1;

К_а – коэффициент апериодической составляющей для дифференциального реле, К_а=1;

e — допустимая погрешность трансформаторов тока, e=0,1;                                

I_{кmax в} – максимальный ток короткого замыкания в точке К2, приведенный на высокую сторону.

I¢_нб = 1 × 1× 0,1 × 289= 28,9 А

                                   I¢¢_нб = DU_a × I_{кa макс} +DU_b × I_{кb макс},                                      (11.4)

где DU_a — пределы регулирования напряжения на стороне ВН, DU_a= 0,1 ;

DU_b— пределы регулирования напряжения на стороне СН (у нас трансформатор двухобмоточный ).

I¢¢_нб = 0,1 × 289 = 28,9 А                                   

Предварительное значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от бросков токов небаланса определяется по фомуле:

I_сз = К_отс × (I¢_нб+ I¢¢_нб),                                          ( 11.5)

где К_отс = 1,25 – коэффициент отстройки

I_сз = 1,25 × (28,9+ 28,9) = 72,25 А

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания определяется по формуле:

I_сз = К_отс × I^ВН_ном ,                                                  (11.6)

где К_отс = 0,5 – коэффициент отстройки для реле РСТ 15 [ 11].

I_сз = 0,5 × 31,63= 15,82 А

Из двух токов срабатывания выбирается наибольший, то есть I_сз =72,25 А

Предварительное значение коэффициента чувствительности защиты определяем по формуле:

(11.7)

I_{кmin  в} – минимальный ток короткого замыкания в точке К2, приведенный на высокую сторону.

>2

Ток срабатывания реле на неосновной стороне определяем по формуле:

                                                                                                                          (11.8)

 

Ток срабатывания реле на основной стороне определяется по формуле:

                                                                                                       (11.9)

 

 Принимаем число витков основной обмотки w_осн = 12  

Расчётная МДС основной обмотки определяется по формуле:

                                          F_{р осн} = I _{ср осн} × w_осн                                                                           (11.10)

F_{р осн} = 6,29 × 12 = 75,48 А×витков

Принимаем ближайшее действительное значение МДС из дискретных значений  F_{р осн} = 80 А×витков     

Число витков неосновной обмотки определяем по формуле:

                                                                               ( 11.11)

 

Принимаем   w_неосн = 13

Составляющая тока небаланса I¢¢¢_нб из-за неравенства расчётного и действительного числа витковопределяется по формуле:

                                                                            (11.12)                                                         

 

Ток срабатывания защиты с учётом всех составляющих тока небаланса определяется по формуле:

I_сз = К_отс × (I¢_нб+ I¢¢_нб + I¢¢¢_нб )                               (11.13)

I_сз = 1,25 × ( 28,9+ 28,9+ 4,89 )= 78,4 А

       Коэффициент чувствительности:

 

Ток срабатывания реле на неосновной стороне:

 

Ток срабатывания реле на основной стороне:

 

11.2 Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени

 

Для защиты от внешних коротких замыканий применяем МТЗ с независимой выдержкой времени.

Все расчёты проводим в соответствии с литературой [12].

Выбираем реле РСТ – 13.

Определяем максимальный рабочий ток силового трансформатора:

I_{max раб} = 1,4 × S_н/ (Ö3×Uв) = 1,4 × 6,3 × 10⁶ / (Ö3 × 110 × 10³) = 46,3 А

Коэффициент трансформации трансформаторов тока на высокой стороне:

К_т.в =100/5.  Схема включения трансформаторов тока – полный треугольник, следовательно, К_сх =Ö3.

Ток срабатывания защиты определяем по формуле[12]:

                                                    (11.14)

где К_отс – коэффициент отстройки, К_отс = 1,2;

К_в – коэффициент возврата, Кв = 0,9.

 

Коэффициент чувствительности основной зоны определяем по формуле:

 

> 1,5

Определяем ток срабатывания реле:

 

Выбираем реле РСТ 13-19      I_{ср р} =(1,5…6,0) А

Определяем сумму уставок:

                                                                                                (11.15)

 

Берём уставки 0,8, 1,6, 0,2

 

Определяем время срабатывания защиты:

                                        tcз= tcз(секц. выкл) + D t ,                                          (11.16)

D t =0,4 с – ступень селективности для статического реле

tcз = 1 + 0.4 =1,4 с

 

11.3 Защита от перегруза

 

Все расчёты проводим в соответствии с литературой [12].

Выбираем реле РСТ 13.

Защита выполняется с помощью одного реле, включенного во вторичную обмотку трансформатора тока. Защита действует на отключение.

Схема включения трансформаторов тока – полный треугольник, следовательно, К_сх =Ö3.

Определяем ток срабатывания защиты:

                                     ,

где К_отс – коэффициент отстройки, К_отс= 1,05;

К_в – коэффициент возврата, К_в = 0,9

I_сз = 1,05 × 46,3/0,9 = 54,02 А

Определяем ток срабатывания реле:

Выбираем реле РСТ 13-19      I_{ср р} =(1,5…6,0) А

Определяем сумму уставок:

 

Берём уставки 0,8, 1,6, 0,2

 

Время срабатывания защиты отстраиваем от кратковременных перегрузок   tсз=9 с.

 

11.4. Газовая защита

 

Газовая защита является основной защитой трансформаторов от витковых замыканий в обмотках и других внутренних повреждений, сопровождаемых разложением масла и выделением газа. В качестве реагирующего органа выбираем реле РГТ 80 с уставкой скоростного элемента (нижнего) 0,6 м/с. Верхняя пара контактов действует на сигнал при слабом газовыделении  и понижении уровня масла, нижняя пара контактов действует на отключение при бурном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

 

Все схемы и рисунки, поясняющие расчёты, приведены в графической части проекта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

12 Экономика и управление в энергетике предприятия

 

12.1 Смета для варианта с наилучшими технико-экономическими показателями

 

Для создания новых, а также для расширения и реконструкции существующих основных фондов необходимо затрачивать материальные, денежные и трудовые ресурсы. Совокупность таких затрат называется капитальными вложениями. Капитальные вложения – это сумма двух составляющих: стоимости капитального строительства и капитальных приобретений, то есть оборудования.

Капитальному строительству предшествуют необходимые изыскания и проектные работы.

Стоимость строительства определяется его сметой. Смета – это предел затрат  на сооружение объекта. Смета должна выявлять совокупность трудовых, материальных и денежных затрат, необходимых для выполнения строительства; быть исходным документом для его планирования; являться основой для финансирования и обеспечения хозяйственного расчёта на стройке; служить базовым документом для заключения договоров с подрядными строительно-монтажными организациями и предприятиями – поставщиками оборудования. Смета включает в себя общие и частные технико-экономические показатели строительства. Она является документом необходимым для организации учёта , контроля и анализа  хозяйственной деятельности строительных и монтажных организаций, а также деятельности организаций-застройщиков. Смета в значительной мере характеризует технико-экономический уровень проектных решений [13].

В подразделе «Технико-экономическое сравнение двух вариантов» к проектированию был принят вариант 2 — вариант с наилучшими технико-экономическими показателями. Для данного варианта составляем сметную стоимость на работы, включая оборудование, таким образом оценивая капитальные затраты на весь объём работы.

Смету составляем исходя из объёмов строительных и монтажных работ и расценок, определяющих единичную стоимость этих работ.

Для учёта частных особенностей производства, а также местных условий, при которых осуществляются работы, применяем различные коэффициенты и поправки. Перечислим их ниже.

Коэффициент 1,15 учитывает то, что производство монтажных, пусконаладочных работ осуществляется на открытых или полуоткрытых производственных площадках в стеснённых условиях с наличием в зоне производства работ действующего технологического оборудования или движения технологического

оборудования.

Коэффициент 1,35 учитывает то, что производство монтажных, пусконаладочных работ осуществляется в существующих зданиях и сооружениях в стеснённых условиях с наличием в зоне производства работ действующего  технологического оборудования (станков, установок, кранов и т.п.) или  загромождающих предметов  (лабораторное оборудование, мебель и т. п.) или движения транспорта по внутрицеховым путям.

Коэффициент 3,6 – повышающий индекс приведения цен 2001 года к уровню цен 2008 года.

Кроме того, в смету включены начисления, состоящие из накладных расходов, необходимых для организации и управления строительством и плановых накоплений (прибыли).

Дадим понятие прямых и накладных расходов.

Прямые расходы, затраты – расходы, непосредственно связанные с производством продукции, работ, услуг; производственные расходы, включаемые в себестоимость продукции, в прямые издержки производства.

Накладные расходы, косвенные затраты – расходы, затраты, сопровождающие, сопутствующие основному производству, но не связанные с ним напрямую, не входящие в стоимость труда и материалов. Это затраты на содержание и эксплуатацию основных средств, на управление, организацию, обслуживание производства, на командировки, обучение работников и так называемые непроизводственные расходы (потери от простоев, порчи материальных ценностей и др.)

В отличие от прямых затрат накладные расходы нормируются косвенным способом в процентах от фонда оплаты труда рабочих в составе прямых  затрат.

Все расчёты по смете сводим в таблицу 59.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

12.2. Структура управления комплекса энергообеспечения

 

Структуру комплекса энергообеспечения утверждает генеральный директор.

В соответствии с задачами и возложенными обязанностями, исходя из возможностей комплекс имеет следующую структуру (рисунок 12.1):

управление

технический отдел

сантехнический участок

электротехнический участок

участок вентиляции и кондиционирования воздуха

криогенно-компрессорный участок

очистные сооружения

Комплекс возглавляет начальник – главный энергетик, который является административно-техническим руководителем и организатором производственно-хозяйственной деятельности комплекса. Начальник комплекса осуществляет свою работу на принципах единоначалия и подчиняется заместителю генерального директора предприятия по хозяйственной части.

Все распоряжения отдаются по степени подчинённости в соответствии с организационной схемой комплекса.

В непосредственном подчинении начальника комплекса находятся:

заместитель главного энергетика;

начальник технического отдела;

начальник сантехнического участка;

начальник электротехнического участка;

начальник участка вентиляции и кондиционирования воздуха;

начальник криогенно-компрессорного участка;

начальник участка очистных сооружений.

Для решения задач и возложенных обязанностей руководитель комплекса с работниками управления выполняют организационные и административные функции:

— общее руководство;

— осуществление технического надзора за соблюдением правил технической эксплуатации энергетического оборудования;

— ведение делопроизводства;

— проведение анализа затрат труда и материальных средств по отдельным видам работ и элементам затрат;

— составление смет по ремонтным работам, открытие заказов на их проведение, ведение учёта и отчётности по ним;

-составление спецификаций и смет на работы по перепланировкам подразделений предприятия;

— определение плановой себестоимости всех видов энергии;

— проведение анализа финансово-экономической деятельности комплекса;

— составление отчётов по выполненным работам, потреблённым и отпушенным энергоносителям;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

— разработка мероприятий по экономии материальных средств для ремонтно-эксплуатационных нужд, составление годовых и разовых заявок на оборудование, материалы, комплектующие и запасные части;

— получение необходимых материалов; обеспечение их сохранности; выдача исполнителям работ; отчётность;

— разработка инструкций по охране труда при эксплуатации энергетического оборудования;

— организация работ по охране труда.

Каждое подразделение комплекса выполняет определённые задачи:

Технический отдел:

— разработка, на основе «Положения о планово-предупредительном ремонте» планов и графиков всех видов ремонта энергооборудования и сетей;

-составление годовых и месячных планов работы участков комплекса;

— контроль и учёт выполнения планов;

— составление или корректировка исполнительных энергетических схем;

— составление и разработка рабочих схем и чертежей по реконструкции и модернизации энергообъектов предприятия;

— проектирование энергетических коммуникаций при перепланировках подразделений предприятия, составление спецификаций;

— обеспечение чертежами и схемами участков комплекса (ремонтного, оперативного и эксплуатационного персонала);

— составление паспортов энергетического оборудования;

— ведение архива технической документации комплекса;

— разработка инструкций по эксплуатации энергетического оборудования;

— ведение документации наличия и перемещения основных средств, закреплённых за комплексом и его подразделениями;

— оформление актов вода энергетического оборудования в эксплуатацию, передачу, списание;

— проведение ежегодной инвентаризации энергетического оборудования; участие в составлении паспорта предприятия;

— организация учёта потребления всех видов энергии предприятием и отдельными его подразделениями;

— составление мероприятий по экономии (рациональному использованию) всех видов энергии, контроль за их выполнением;

— составление планов потребления энергии;

-предоставление энергоснабжающим организациям годовых заявок на потребное количество энергии;

— использование наиболее эффективных режимов работы энергетического оборудования и коммуникаций исходя из установленных лимитов (договорных величин);

— составление баланса потребления энергии предприятием;

— подготовка данных для заключения договоров на энергоснабжение предприятия  на отпуск энергии сторонним организациям.

Сантехнический участок:

— обеспечение бесперебойной передачи тепловой энергии от теплоснабжающей организации до потребителей;

-соблюдение заданных режимов потребления тепловой энергии;

— обеспечение бесперебойной подачи хозпитьевой воды из подземных источников до потребителей;

— отвод с территории предприятия хозфекальных, очищенных промышленных и ливневых стоков;

— выполнение ремонтных работ в соответствии с планом ППР или в случае возникновения предаварийных или аварийных ситуаций;

— проведение суточного замера потребления предприятием тепловой энергии, холодной воды;

-ведение круглосуточной оперативной документации за состоянием систем тепловодоснабжения и канализации предприятия.

Электротехнический участок:

— обеспечение бесперебойной передачи электрической энергии от эергоснабжающих организаций до потребителей;

— соблюдение заданных режимов потребления электроэнергии;

— обеспечение требуемых режимов работы электротехнического оборудования;

— выполнение ремонтных работ в соответствии с планом ППР или в случае возникновения предаварийных или аварийных ситуаций;

-проведение лабораторных испытаний защитных средств, электротехнического инструмента, вспомогательных приспособлений на диэлектрическую, механическую прочность;

— проведение суточного замера потребления электроэнергии;

— ведение круглосуточной оперативной документации за состоянием систем электроснабжения предприятия;

— обеспечение помещений предприятия освещённостью в соответствии с санитарными нормами;

Участок вентиляции и кондиционирования воздуха:

— бесперебойное обеспечение потребителей приточной, вытяжной, общеобменной вентиляцией, кондиционированным воздухом;

— обеспечение рабочих мест централизованным вакуумом;

-выполнение ремонтных работ в соответствии с планом ППР или в случае возникновения предаварийних или аварийных ситуаций;

— проведение суточного контроля за состоянием систем вентиляции, кондиционирования воздуха и централизованного вакуума;

Криогенно-компрессорный участок:

— бесперебойное обеспечение потребителей сжатым воздухом, специальным воздухом, газообразным и жидким азотом;

— выполнение ремонтных работ в соответствии с планом ППР или в случае возникновения предаварийных или аварийных ситуаций;

— проведение ежемесячного замера потребления сжатого воздуха, специального воздуха, азота;

— ведение круглосуточной оперативной документации за состоянием систем воздухоснабжения и криогенной техники;

-предъявление Госгортехнадзору сосудов участка, работающих под давлением, подлежащих освидетельствованию;

Очистные сооружения:

-бесперебойное выполнение работ по очистке промышленных стоков от вредных веществ до концентраций, не превышающих предельно допустимых;

— выполнение ремонтных работ в соответствии с планом ППР или в случае возникновения предаварийных или аварийных ситуаций;

— проведение суточного замера нейтрализации и сброса промышленных стоков;

— ведение суточной оперативной документации за состоянием систем очистки промышленных стоков;

— предъявление санитарно-эпидемиологической станции результатов очистки промышленных стоков.

 

 

 

 

 

 

 

 

13 Безопасность жизнедеятельности на ГПП

 

Электробезопасностью в соответствии с ГОСТ 12.1.009-76 называется система  организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от опасного и вредного воздействия на человека электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества [14].

К организационным мероприятиям относятся:

1) правильная организация и ведение безопасных методов работ (выполнение работ в электроустановках по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации);

2) обучение и инструктаж электротехнического персонала;

3) контроль и надзор за выполнением правил техники безопасности (ПТБ).

К техническим мероприятиям относятся:

1) ограждение токоведущих частей;

2) применение блокировок электрических аппаратов;

3) установка в РУ заземляющих разъединителей;

4) устройство защитного отключения электроустановок;

5) заземление и зануление электроустановок;

6) выравнивание электрических потенциалов на поверхности пола (земли) в зоне обслуживания электроустановок;

7) применение устройств предупредительной сигнализации;

8) использование коллективных и индивидуальных средств защиты.

 

13.1 Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ 110 кВ.

 

Расстояние в свету между токоведущими и заземлёнными частями не менее 1м  (ПУЭ 4.2.55).

Расстояние по горизонтали от токоведущих и незаземлённых частей или элементов изоляции  до постоянных внутренних ограждений не менее 1,65 м.             (ПУЭ 4.2.57).

Неограждаемые токоведущие части расположены так, чтобы расстояния от них до габаритов машин и транспортируемого оборудования были не менее 1,65 м (ПУЭ 4.2.59).

Расстояния между близлежащими неограждёнными токоведущими частями разных цепей выбраны из условия обслуживания одной цепи при неотключенной второй. Эти расстояния составляют при обслуживании одной цепи при неотключенной второй – 2,9 м. ( ПУЭ 4.2.60).

Расстояние между токоведущими частями и верхней кромкой внешнего забора не менее 2,9 м. ( ПУЭ 4.2.62).

Расстояния от контактов и ножей разъединителей в отключенном положении до:

а) заземлённых частей – 0,9 м.;

б) до ошиновки своей фазы – 1,1 м.

в) до ошиновки других присоединений – 1,65 м. (ПУЭ 4.2.63)

Расстояние между токоведущими частями ОРУ и зданием ЗРУ не менее 2,9 м   (по вертикали 3,6 м).

 

13.2 Мероприятия, обеспечивающие возможность безопасного осмотра высоко  расположенных токоведущих частей

 

При обслуживании и ремонте электроустановок запрещено пользоваться связанными и металлическими лестницами, а также ящиками, табуретками и другими посторонними предметами.

Применяемые подмостки и лестницы должны иметь основания обитые резиной. Лестницы, устанавливаемые на земле, должны иметь на основаниях острые металлические наконечники.

Работа с применением лестницы производится двумя лицами, одно из которых находится внизу.

Необходимо применять средства, предохраняющие от падения с высоты (предохранительный пояс и страхующий канат).

 

13.3 Правила окраски токоведущих частей

 

Токоведущие части окрашиваются в соответствии:

фаза А – жёлтый;

фаза В – зелёный;

фаза С – красный цвет.

Заземляющие ножи окрашиваются в чёрный цвет.

 

13.4 Перечень защитных средств применяемых на ГПП

 

На ГПП применяются следующие защитные средства[7]:

1. Изолирующая штанга – 2 шт на каждый класс напряжения;

1. Указатель напряжения:

а) на 110 кВ – 2 шт,

б) на 10 кВ – 2 шт,

в) на 0,4 кВ – 2 шт;

3. Изолирующие клещи – по 1 шт на каждый класс напряжения;

4. Диэлектрические перчатки – не менее двух пар;

5. Диэлектрические боты (для ОРУ) – 1 пара;

6. Диэлектрические галоши – 2 пары (для 0,4 кВ);

7. Временные ограждения  — 7 штук;

8. Переносные заземления – не менее двух штук на напряжение;

9. Диэлектрические коврики – по местным условиям;

10. Переносные плакаты и знаки безопасности;

11. Противогаз – 2 шт;

12. Защитные очки – 2 пары;

13. Медицинская аптечка – 1 комплект.

 

13.5 Электробезопасность

 

Для защиты оперативно-ремонтного персонала от поражения электрическим током всё коммутационное оборудование ГПП оснащено заземляющими ножами. Разъединители 110 кВ имеют механическую блокировку с заземляющими ножами, что позволяет исключить неправильные действия электротехнического персонала в случае включения этих аппаратов из отключенного состояния, когда они были заземлены ножами.

В ЗРУ-10 кВ выключатели, установленные в ячейках КРУ, также имеют механическую блокировку с заземляющими ножами. С целью обеспечения допустимого уровня напряжения прикосновения конструкции ЗРУ и оборудование заземляется с контуром заземления, который выполнен с использованием естественных заземлителей – железобетонных колонн ЗРУ и металлических угольников обрамления кабельных каналов.

 

13.6 Расчёт защитного заземления ОРУ ГПП

 

Заземления осуществляются преднамеренным соединением электроустановок с заземляющими устройствами.

Заземляющее устройство – это совокупность заземлителя и заземляющих проводников, находящихся в непосредственном соприкосновении с землёй.

Заземляющие проводники – металлические проводники, соединяющие заземлённые части электроустановок с заземлителем. Сопротивление, которое оказывает грунту ток, называется сопротивлением растекания. В практике сопротивление растекания относят не к грунту, а к заземлителю и используют условный термин «сопротивление заземлителя». Сопротивление заземлителя определяется отношением напряжения на заземлителе относительно точки нулевого потенциала к току, протекающему через заземлитель:

 

(13.1)

Расчётные условия:

— заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 4х40 мм² и вертикальных стержневых электродов lв =5м, диаметром

d = 12 мм, глубина заложения электродов в землю tв = 0,8м.

— удельные сопротивления верхнего и нижнего слоёв земли: р1 = 300Ом м и  р2=80 Ом м соответственно. Толщина верхнего слоя земли h = 2,5 м.

                                                 (13.2)

где lк- суммарная длина всех кабельных линий 10 кВ, км;

lв- длина воздушной линии, км.

Расчётный ток замыкания на землю на стороне U=10 кВ: I=5,6 А

Для ОРУ 110 кВ:

— согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземлённой нейтралью выполняется с учётом сопротивления

Для ЗРУ 10 кВ:

— в соответствии с ПУЭ в установках 6-10 кВ с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства выполняется с учётом :

(13.3)

Выбираем меньшее из двух значений Rз = 0,5 Ом.

В качестве естественного заземлителя подстанции предполагается использовать систему трос-опоры подходящих к ГПП воздушных линий электропередачи 110 кВ на ж/б опорах с длиной пролёта 150 м.

Каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением S=50 мм^2.

Сопротивление естественного заземлителя двух линий:

 

,                                               (13.4)

где  Rо= 12 Ом – сопротивление заземлителя одной опоры;

n  = 1 – число тросов на опоре;

S = 50 мм² – сечение троса.

 

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя Rи рассчитывается с учётом того, что Rз = 0,5 Ом, Rе = 1,16 Ом.

(13.5)

Составим предварительную схему зазамлителя ( рисунок 13.1)

По предварительной схеме определим суммарную длину горизонтальных и количество вертикальных электродов.

Lг = 882м, n = 44 шт.

Тип заземлителя – контурный  (распределительный), т.е в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых электродов.

Рисунок 13.1 – Предварительная схема заземлителя

 

Вертикальные электроды размещаются по периметру заземлителя. Составляем

расчётную модель заземлителя в виде квадратной сетки площадью: S=36х47+8х36=1980м. Длина одной стороны при этом составит:

 

Количество ячеек на одной стороне модели:

(13.6)

 

Принимаем m=9м.

Уточняем суммарную длину горизонтального электрода:

 

(13.7)

 

Длина стороны ячейки в модели:

(13.8)

 

Расстояние между вертикальными электродами:

(13.9)

Суммарная длина вертикальных электродов:

Lв= n∙lв                                                            (13.10)

 

Lв= 44∙5 = 220 м

Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:

(13.11)

 

Относительная длина:

(13.12)

Расчётное эквивалентное сопротивление грунта:

 

(13.13)

Отношение , то значение К определим по выражению:

(13.14)

Pэ=80∙3,75^0,16=98,8 Омм

Расчётное сопротивление искусственного заземлителя:

(13.15)

 

Так как 0,1<tо=0,13<0,5, то

А=0,385-0,25∙tо= 0,385-0,25∙0,13=0,353

 

 

Искусственный заземлитель ГПП выполняется из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением 4х40, общей длиной 890 м и вертикальным стержневым числом не менее 44 с диаметром 12 мм, длиной 5 м размещённых по периметру заземлителя. Глубина погружения электродов в землю -0,8 м.

При этих условиях сопротивление искусственного заземлителя в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,873 Ом, а сопротивление заземлителя подстанции в целом не более 0,5 Ом.

13.7 Молниезащита ГПП

 

Ожидаемое число поражений молнией строений, не оборудованных молниезащитой, в году определяется по формуле:

                        

                                          N= (L+6∙h)∙(S+6∙h)∙n∙10 ^-6   ,                                       (13.16)  

где L, S –  длина и ширина защищаемого объекта соответственно, м;

n – среднее число ударов молнии на 1 км² земной поверхности в районе расположения подстанции при 40-60 часах грозовой деятельности в году, n=6;

h – наибольшая величина по порталу,м;         

N=(60 +6∙9)∙(40,5 + 6∙9)∙6∙10^-6 = 64638∙10^-6

ОРУ защищается от прямых ударов молнии. Молниеотводы устанавливаются по краям подстанции (рисунок 13.2)

Условие полной защищённости площади четырёхугольника, образованного молниеотводами 1,2,3,4 [15].

,                                                         (13.17)

 

где h_а – ревышение высоты молниеотвода над высотой защищаемого объекта, м;

h_a=h — h_х                                                           (13.18)

где h – высота молниеотвода, м;

h_х – высота защищаемого объекта, м;

D =66,7м– диагональ четырёхугольника образованного молниеотводами.

Следовательно, минимальная активная высота этих молниеотводов должна быть:

 

Принимаем h_а=9м.

Защищаемые молниеотводы имеют максимальную высоту около 9 м, поэтому полная высота молниеотводов должна быть:

h = 9+9 = 18 м

Радиус зоны защиты молниеотводов высотой 18 м на уровне h_x=9 м:

(13.19)

 

 

 

Рисунок 13.2 – Установка молниеотводов на ГПП

Заключение

 

Проект системы электроснабжения предприятия ОАО «НПО Электромеханика», питающегося от подстанции «Ильменская», выполнен на основании руководящих указаний по проектированию СЭС и  с соблюдением всех нормативных         норм и правил.

В проекте были рассмотрены вопросы проектирования системы электроснабже­ния предприятия. В результате принята схема внешнего электроснабже­ния, для которой выбрано всё элек­тротехническое оборудование. Было рассмотрено        несколько вариантов внутреннего электро­снабжения и принят наиболее подходящий из них. Выбраны трансформаторы цеховых ТП с учётом надёжности их  электроснабжения. Так же решены вопросы с компенсацией реактивной мощности в системе электроснабжения завода путем установки в разных её узлах         батарей конденсаторов. В разделе «Релейная защита и автоматика» рассмотрена       защита силового трансформатора с необхо­димыми пояснениями и схемами. В целом всё принятое к установке оборудование отвечает требуемой надёжности,     условиям окружающей среды на заводе и современным тенденциям, которые    существуют в электротехнике.

Разработки и исследования в проекте имеют в настоящее время важное      практическое значение. Все решения, принимаемые в работе, имеют за собой сравнительный анализ и экономически более выгодны.

 

Библиографический список.

   1. Большам Я. М. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи и сетей // В.И. Крупович, М.Л. Самовер, −  М.: Энергия, 1975 – 695 с.

2.  Барыбин Ю.Г. Справочник по проектированию электроснабжения.

Электроустановки промышленных предприятий. − М: Энергоатомиздат, 1990 – 576с.

3. Барыбин Ю.Г. Справочник по проектированию электрических сетей и       электрооборудования //  Л. Е. Фёдоров, М.Г. Зименков,−М.: Энергоатомиздат, 1991 – 464с.

4. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебное пособие к            курсовому проеку Ч 1 / Составили: А.М. Ершов, О.А. Петров, Ю.В.                     Ситчихин. – Челябинск: ЧПИ, 1985 – 57с.

5. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебное пособие к            курсовому проеку Ч 2 / Составили: А.М. Ершов, О.А. Петров.  – Челябинск: ЧПИ, 1985 – 44 с.

6. Федоров А.А., Сербиновский Г.В. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Технические сведения об оборудовании. Книга 2. − М.: Энергия, 1974–528с.

7. Правила устройства электроустановок. /Минэнерго СССР. 6-е издание         переработанное и дополненное. − М.: Энергоатомиздат, 1985. – 640 с.

8.   Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие для студентов – заочников/ Под редакцией О.А. Петрова. – Челябинск: ЧПИ, 1986. – 49 с.

9.   Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию / Составили:        Р.В. Гайсаров , И.Т. Лисовская. – Челябинск: ЮУрГУ, 2002. – 61 с.

10. Конденсаторные установки/

11. Линт Г.Э. Серийные реле защиты, выполненные на интегральных микросхемах. М.: Энергоатомиздат, 1990

12. Кудрин Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий. – М.:        «Интермет Инжиниринг», 2005.- 670 с.

13. Кожевников Н.Н. Экономика и управление в энергетике. – М.: ACADEMA,

2003.- 383 с.

14.  Алиев И. И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию. – М.: «Высшая школа», 2000. – 255 с.

15. Разевиг Д. В. Техника высоких напряжений. – М.: Энергия , 1964. -472с.