81603

Разработка проекта реконструкции системы электроснабжения промышленного предприятия (Улан-Удэнский авиационный завод)

Дипломная

Энергетика

В данном дипломном проекте решаются различные вопросы такие как: определение токов короткого замыкания расчет релейной защиты и автоматики определяются потери мощности и электроэнергии рассматриваются показатели качества электрической энергии.

Русский

2015-02-21

12.39 MB

18 чел.

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика - основа научно-технического прогресса.

Для повышения экономической эффективности отрасли, необходимо модернизировать устаревшее оборудование, своевременно обеспечивать замену узлов, отработавших положенный ресурс, постоянно повышать уровень проектно-конструктивных разработок, более рационально эксплуатировать уже имеющееся электрооборудование, разрабатывать и внедрять новое, более эффективное, снижать расходы электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении.

Но в настоящее время это затруднительно, так как электроэнергетика, как и большинство отраслей, переживает кризисное состояние.

В данном дипломном проекте производится реконструкция системы электроснабжения промышленного предприятия Улан-Удэнского Авиационного завода.

Целью дипломного проекта является разработка проекта реконструкции системы электроснабжения промышленного предприятия с учетом роста электрических нагрузок, модернизации или замены силового электрооборудования, изменения или совершенствования технологического процесса. В данном дипломном проекте решаются различные вопросы, такие как: определение токов короткого замыкания, расчет релейной защиты и автоматики, определяются потери мощности и электроэнергии, рассматриваются показатели качества электрической энергии. Кроме того, дипломный проект содержит экономическую часть, индивидуальное задание, и разделы, связанные с обеспечением безопасности жизнедеятельности и экологии. Дипломное проектирование требует системного подхода к изучению реконструируемого или проектируемого объекта, использование ЭВМ для автоматизации хода работы.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1. Геоположение и общие сведения о предприятии

Улан-Удэнский авиационный завод (У-УАЗ). Почтовый адрес предприятия: 670009, г. Улан-Удэ.

Предприятие расположено в г. Улан-Удэ, в его северо-восточной части (в 12 км от центра).

Предприятие по профилю производства относится к категории машиностроительных и состоит из 3х основных промплощадок.

Промплощадка №1 включает в себя территорию основного производства. Она расположена юго-восточнее посёлка Загорск, на расстоянии 300-350 м.

Промплощадка №2 включает в себя аэродром и примыкает к территории завода с юга и запада.

На промплощадке №3 расположены источники выбросов бетонного завода. Они расположены к юго-западу от основной промплощадки и размещены в селитебной территории.

Все промплощадки привязаны к общей городской системе координат.

В радиусе 5-6 км от территории промплощадки №1 располагаются следующие промышленные предприятия: кирпичный завод, Загорский завод стеновых материалов, карьер глины кирпичного завода, ЗММК, филиал ГАП-2.

ОАО У-УАЗ был образован в 1939 году. Основной задачей предприятия было выполнение госзаказов военной и оборонной промышленности. С 1939 года предприятие начинает выпуск первой продукции. Завод единственное в России предприятие, выпускающее одновременно самолёты и вертолёты.

С 1959 г. предприятие производило вертолеты разработки ОКБ им. Камова Ка-15, Ка-18, Ка-25. В 1970 г. было начато производство вертолета Ми-8. За прошедшие годы изготовлено более 3000 машин.

В настоящее время ОАО "У-УАЗ" выпускает вертолет Ми-171 - глубокую модернизацию вертолета Ми-8 с двигателями ТВ3-117ВМ. Производятся различные варианты машины: пассажирский, спасательный, десантный, VIP; возможно комплектование салона вертолета по требованию заказчика.

Военно-транспортный вертолет Ми-8АМТШ, оснащенный высокоточным ракетным вооружением, предназначен для уничтожения живой силы и техники противника. Машина может быть использована в боевых аэромобильных операциях. Усиленная огневая мощь вертолета обеспечивает эффективную нейтрализацию вражеских центров сопротивления перед началом атаки. Вертолёт также может перевозить груз в грузовой кабине и на внешней подвеске.

В партнерстве с ОАО "Камов" продолжаются подготовительные работы для организации серийного производства многоцелевого вертолета нового поколения Ка-62 (взлетный вес до 6,5 тонн). Вертолет способен перевозить 2000 кг груза или 16 пассажиров. Ка-62 полностью отвечает российским и международным нормам лётной годности.

За прошедшие годы произведено более 8000 летальных аппаратов военного и транспортного назначения, которые во многих странах мира заслужили репутацию надежных и непритязательных в эксплуатации машин. Завод единственное в России предприятие, выпускающее одновременно самолёты и вертолёты.

Численность работников на 2003 год составляла 5,4 тысячи человек. Режим работы предприятия односменный.

1.2. Условия окружающей среды

Объект обследования – Улан-Удэнский авиационный завод.

Разработка проекта нормативов предельно допустимых выбросов ЗВ в атмосферу для У-УАЗ выполнена по трём промплощадкам:

– основное производство;

– аэродром;

– АБЗ.

В целом на предприятии зарегистрировано 500 источников выбросов (32 – неорганизованных, 468 - организованных), через которые в атмосферный воздух поступает 88 загрязняющих веществ. Общее количество выбросов ЗВ по состоянию на 2002 г. Составляет 4647,878 т/год.

Расчёт полей приземных концентраций в прилегающем районе на существующее положение произведён по:

– 24 твёрдым веществам (алюминия оксид, калия хлорид, марганец и его соединения, натрия гидроокись, натрия нитрит, свинец и его соединения, хром шестивалентный, цинка нитрат, бария растворимые соли, цинка монофосфат, сажа, кислота – ортофосфорная, взвешенные вещества (пыль металлическая, пыль алюминиевая, пыль магниевая, сварочный аэрозоль, красочный аэрозоль), пыль неорганическая >70% (пыль песка кварцевого), пыль неорганическая 20 – 70% (зола угольная, пыль песка, пыль шлака), пыль неорганическая <20% (пыль угольная), пыль стекловолокна, пыль стеклопластика, пыль меховая, пыль абразивная, пыль полиметилметакрилата, пыль тонко измельчённого резинового вулканизатора, пыль фенолформальдегидного пресспорошка);

– 29 газообразным веществам (азота диоксид, азотная кислота, аммиак, азота оксид, кислота серная, селена диоксид, серы диоксид, углерода оксид, фтористый водород, бензол, ксилол, толуол, спирт Н-бутиловый, спирт этиловый, фенол, формальгликоль, 2-этоксиэтанол, бутилацетат, этилацетат, формальдегид, ацетон, циклогексанон, полиэтиленполиамин, бензин нефтяной, керосин, масло минеральное, сольвент нафта, уайт-спирит, углеводороды предельные.);

6 группам суммаций загрязняющих веществ:

6010 (азота диоксид, серы диоксид, углерода оксид и фенол);

6013 (ацетон и фенол);

6038 (серы диоксид и фенол);

6039 (серы диоксид и фтористый водород);

6041 (серы диоксид и кислота серная);

6401 (марганец и его соединения, свинец и его соединения, цинка нитрат, сажа, взвешенные вещества, пыль неорганическая менее 70% , зола угольная (пыль неорганическая 20-70% ), пыль угольная (пыль неорганическая более 20%), пыль стекловолокна, пыль стеклопластика, пыль меховая, пыль абразивная, пыль полиметилметакрилата, пыль тонко измельчённого резинового вулканизатора, пыль фенолформальдегидного пресспорошка.)

Остальные ЗВ были исключены из рассмотрения после определения целесообразности расчётов. По этим ЗВ можно установить нормативы ПДВ, так как создаваемые ими приземные концентрации не имеют влияния на качество атмосферного воздуха.

В результате расчётов установлено, что по:

– 17 твёрдым веществам (алюминия оксид, калия хлорид, марганец и его соединения, натрия нитрит, свинец и его соединения, хром шестивалентный, цинка нитрат, бария растворимые соли, цинка монофосфат, сажа, кислота – ортофосфорная, пыль неорганическая <20% (пыль угольная), пыль стекловолокна, пыль стеклопластика, пыль тонко измельчённого резинового вулканизаторного пресспорошка);

– 24 газообразным веществам (азотная кислота, аммиак, азота оксид, кислота серная, селена диоксид, фтористый водород, бензол, толуол, спирт Н-бутиловый, спирт этиловый, фенол, формальгликоль, 2-этоксиэтанол, этилацетат, формальдегид, ацетон, циклогексанон, полиэтиленполиамин, бензин нефтяной, керосин, масло минеральное, сольвент нафта, уайт-спирит, углеводороды предельные.).

Максимальные расчётные приземные концентрации в жилой зоне не превышают предельно допустимых концентраций (ПДК). По этим веществам также устанавливаются нормативы ПДВ 2 1997 года на уровне существующих выбросов.

1.3. Характеристика технологического процесса

Предприятие по профилю производства относится к категории машиностроительных.

Весь технологический цикл предусматривает 29 видов производств, начиная от складского хозяйства, заготовительного и линейного цехов и заканчивая малярным и инструментальным производствами.

Перечень производств действующего предприятия выглядит следующим образом:

  1.  Механозаготовительное;
  2.  Слесарно  сварочное;
  3.  Бакомедницкое;
  4.  Производство нормалей;
  5.  Мехобработка;
  6.  Лопастное;
  7.  Агрегатно  сборочное;
  8.  Гальвано – термическое;
  9.  Анодировочно  малярное;
  10.  Механосборочное;
  11.  Испытательная экспедиция;
  12.  Плазово – шаблонное;
  13.  Заготовительно – штамповочное;
  14.  Множительное;
  15.  Инструментальное;
  16.  Резино – пластмассовое;
  17.  Сборной оснастки;
  18.  Кузнечное;
  19.  Литейное;
  20.  Ремонтно – механическое;
  21.  Регенерационное;
  22.  Автотранспортное;
  23.  Электроремонтное;
  24.  Теплосиловое;
  25.  Асфальтобетонное;
  26.  Окончательной сборки;
  27.  Лабораторное;
  28.  Экспериментально  технологическое;
  29.  Ремонтное.

Технологические процессы, применяемые на предприятии, обуславливают выделение в атмосферу загрязняющих веществ 88 наименований.

Вся номенклатура выделяющихся вредных веществ выбрасывается через 500 источников, из них:

– 468 источников – организованные;

– 30 источников – неорганизованные (склады угля, золошлакоотвал, склады гравийной смеси и ГСМ).

– 2 источника – аэрационные фонари.

В перспективе планируется добавление 20 источников выбросов.

На Улан – Удэнском авиационном заводе в технологическом процессе применяются следующие виды электрооборудования:

- электродвигатели металлообрабатывающих станков (токарных, токарновинторезных, токарно-карусельных и т.д.);

- электродвигатели кузнечно-прессовых машин (прессы, ножницы, молоты и т.д.);

- электропечи и термическое оборудование;

- электродвигатели вентиляторов;

- сварочное оборудование;

- электродвигатели кран-балок;

- освещение цехов и производственных площадок завода.

Наиболее энергоемким оборудованием на предприятии являются:

компрессоры, сетевые насосы, электродвигатели дымососов, сушильные печи, плавильные печи термоучастка, печи заливки термоучастка.

Режим работы предприятия – односменный.

1.4. Условия подключения к энергетической системе

В основном Улан-Удэнский Авиационный завод питается от ГПП – главной понизительной подстанции 110/35/6 кВ, расположенной за пределами его территории. ГПП питается от подстанции « Районная » по линиям РА-161 и РА-162 на напряжении 115кВ, возможно питание по двухцепной линии 37,5 кВ от посёлка Анахой.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по многоступенчатой смешанной схеме распределения электроэнергии. Выбор схемы распределительной сети предприятия определяется категорией надёжности электроснабжения потребителей (У-УАЗ является потребителем 2 категории), их территориальным размещением, особенностями режимов работы электроприёмников.

Электроснабжение завода осуществляется от ГПП 110/35/6 расположенной в п. Загорск, по кабельным, воздушным ЛЭП 6,3 кВ, общая протяжённость воздушных ЛЭП на 6,3 кВ – 9,5 км, воздушных ЛЭП на 10,5 кВ – 6,6 км, кабельных ЛЭП на 37,5 кВ – 1,4 км, кабельных ЛЭП на 6,3 кВ – 39,6 км. Всего на Заводе 56 ТП, в основном 6,3/0,4 кВ.

ГПП питается от подстанции « Районная » по линиям РА-161 и РА-162 на напряжении 115кВ, возможно питание по двухцепной линии 37,5 кВ от посёлка Анахой.

На ГПП трансформируется энергия, получаемая от источника питания – подстанции «Районная», на напряжении 115 кВ. Напряжение получаемое на выходе с ГПП подаётся на завод по двухцепным линиям под напряжением 37,5 кВ и по подземному кабельному каналу под напряжении 6,3 кВ. С главной понизительной подстанции кроме цеховых подстанций и электроприёмников высокого напряжения энергия подаётся через подстанцию 2 на кирпичный завод (под напряжением 37,5 кВ). Трансформаторы выбраны с учётом наличия удалённых потребителей средней мощности, относящихся к данному предприятию. Таким образом, ГПП оснащена двумя трёхобмоточными трансформаторами ТДТН-25000/110 (115/37,5/6,3 кВ) мощностью по 25000 кВ·А каждый (работает реально Т1 – промзона; Т2 – жилзона, эксплуатируются с 1976 года), которые питаются от подстанции « Районная » по линиям РА-161 и РА-162 115кВ.

Имеется резервный трансформатор 16000 кВ·А. Для аварийных ситуаций имеется 4 ПАЭС – 2500, в т.ч. 2 на консервации потребление керосина при работе – 1 тонна/час каждая ПАЭС, но задействование в работу ПАЭС возможно по схеме не более 2 единиц одновременно, т.е. вырабатываемая мощность 2·2,2=4,4 мВ·А, что является недостаточным на аварийную зимнюю броню завода, равную в 2001г – 6,15 МВ·А.

Общий учёт потребления электроэнергии ведётся на ГПП и в корпусах завода.

Учёт электроэнергии по цехам ведётся за исключением некоторых расчётным путём.

Электроэнергия под напряжением 37,5 кВ от ГПП поступает по двухцепным линиям на открытое распределительное устройство ОРУ-37,5 кВ, расположенное на территории завода. Т.к. кабельная линия на 37,5 кВ от ГПП до ОРУ-37,5 кВ вышла из строя, а нового кабеля найти не смогли, то в этом году по проекту разработанному отделом Главного энергетика Улан – Удэнского Авиационного завода, была построена воздушная двухцепная линия электропередач. Эта линия соединила ГПП и ОРУ-37,5 кВ. Скоро прекратят питание У-УАЗа по кабелям 6,3 кВ от ГПП по кабельному каналу на время его ремонта, т.к. канал в котором они проложены постоянно топит, и он нуждается в ремонте, некоторые кабели на 6,3 кВ лежат прямо в воде. Весь Авиационный завод питается на напряжении 6,3 кВ, поступающего по распределительным сетям от ГПП или ОРУ-37,5 кВ, к ТП 6,3/0,4 кВ. На самой территории завода находятся КТП 6,3/0,4 кВ, фидера которых питаются от главной понизительной подстанции.

Потребление электроэнергии:

  1.  Завод – 44 млн. кВт/час;
  2.  Моторный – 6 млн. кВт/час;
  3.  Абоненты – 4 млн. кВт/час;
  4.  Соцсбыт – 2,1 млн. кВт/час.

Всего потребление электроэнергии – 56,1 млн. кВт/час.

Годовая потребляемая мощность по заводу – 16 мВт.

Токи и мощность короткого замыкания на шинах

главной понизительной подстанции

Шины 110 кВ на главной понизительной подстанции (ГПП):

а) Максимальный режим работы энергосистемы:

Ток короткого замыкания:

;

Реактивное сопротивление току короткого замыкания:

;

Мощность короткого замыкания:

.

Реактивное сопротивление системы, току короткого замыкания:

б) Минимальный режим работы энергосистемы:

Ток короткого замыкания:

;

Реактивное сопротивление току короткого замыкания:

;

Мощность короткого замыкания:

.

Реактивное сопротивление системы, току короткого замыкания:

Договорные величины (лимит электропотребления) в натуральном выражении по отпуску электроэнергии на производственные нужды, освещение, вентиляцию, коммунально-бытовое хозяйство с учётом потерь в сетях на 2004 год составляет 47900 тыс. кВт·ч. Всё электропотребление распределяется по кварталам, и далее – по месяцам. Отдельно рассматриваются договорные величины на Моторостроительный завод (филиал Авиационного завода).

Договорная величина потребляемой мощности в часы максимума нагрузки энергосистемы с 9-11 ч., Т.е. заявленный максимум нагрузки предприятия также распределён по месяцам. Базой для формирования договорной величины является:

- фактический уровень электропотребления предыдущего года;

- ресурсные и технические возможности энергоснабжающей организации на планируемый период;

- заявка потребителя о потребности в электроэнергии и мощности с обоснованным расчётом.

В договор также включаются помесячные значения технического предела потребления и генерации реактивной мощности.

За превышение квартального лимита электрической энергии и месячного лимита электрической мощности, за величину превышения предъявляется штраф в 5-ти кратном размере к действующему тарифу в безакцентном порядке.

Таблица 1.1.

Заявленный максимум потребления электроэнергии по месяцам тыс. кВт

Месяцы

Величины

Активная энергия,

тыс. кВт·ч

Заявленный максимум активной мощности,

кВт

Реактивная энергия,

тыс. квар·ч

январь

5,146

16500

2375,8 

февраль

5,146

16000

2375,8

март

5,146

15500

2375,8

апрель

3,634

14000

1103,43

май

3,634

13000

1103,43

июнь

3,634

11000

1103,43

июль

3,1

11000

 823,62

август

3,1

11000

 823,62

сентябрь

3,1

13000

 823,62

октябрь

5,261

14000

2083,34

ноябрь

5,261

15500

2083,34

декабрь

5,261

16500

2083,34

Завод рассчитывается за электроэнергию по двухставочному тарифу.

Первая ставка за заявленный максимум нагрузки (т.к. режим работы предприятия на данный момент односменный и оно в большинстве случаев работает до , то это утренний максимум нагрузки с  до ), она равна 197,357 руб. за 1кВт заявленной мощности, на стороне ВН (110 кВ).

Вторая ставка за непосредственно потреблённую электроэнергию – 71,21 коп за 1кВт/час.

Но планируется перевод завода на одноставочный тариф по оплате за электроэнергию (из – за того, что районные сети не догружены). Оплата ведётся только за потреблённую электроэнергию – 90,64 коп. за 1кВт/час.

Энергоснабжающей организацией, которая снабжает У-УАЗ электроэнергией является ОАО “Энергомакс”. Эта организация закупает электроэнергию на ФОРЭМ и перепродаёт её заводу. От услуг Бурятэнерго завод отказался, т.к. тариф в этой организации значительно выше.

К заводу предъявляются следующие требования по компенсации реактивной мощности: Среднее экономическое значение коэффициента реактивной мощности по У-УАЗ:

.

Плата за 1квар и (или) 1 квар.ч устанавливается равной 8,0% от платы за 1 кВт и (или) 1 кВт·ч. Потребление ниже экономического не оплачивается Плата за генерацию реактивной энергии 12%. Скидки с тарифа при указанных выше условиях потребления не предоставляются.

Летний и зимний графики суточной нагрузки предприятия.

Зимний график суточной нагрузки предприятия приведён на рисунке 1.1.

Летний график суточной нагрузки предприятия приведён на рисунке 1.2.

Таблица 1.2.

Данные для построения летнего суточного графика электрических нагрузок

Часы

Местное время

Мощности

Часовое потребление активной мощности,

кВт

Часовое потребление реактивной мощности,

квар

Часовое потребление полной мощности

кВ·А

Мощность включенных КБ,

квар

1

2

3

4

5

6

1

0-1

4680

1080

4802,99

2

1-2

3060

1080

3244,99

3

2-3

2520

1080

2741,68

4

3-4

2700

720

2794,35

5

4-5

3040

900

3170,43

6

5-6

2520

720

2620,84

7

6-7

2880

900

3017,35

8

7-8

7020

2340

7399,73

9

8-9

9360

1800

9531,51

10

 9-10

9540

3780

10261,58

11

10-11

9720

4140

10564,94

12

11-12

6840

2700

7353,61

13

12-13

6120

2160

6489,99

720

14

13-14

8460

3060

8996,39

720

15

14-15

9720

3420

10304,12

720

16

15-16

6300

2520

6785,31

720

17

16-17

6120

1980

6432,32

720

18

17-18

4140

1260

4327,49

720

19

18-19

3960

1260

4155,62

720

20

19-20

2520

1080

2741,68

720

21

20-21

2520

1260

2817,44

720

22

21-22

2520

1080

2741,68

720

Продолжение табл.1.2.

1

2

3

4

5

6

23

22-23

2520

1260

2817,44

24

 23-0

1260

900

1548,42

Зимний график суточной нагрузки предприятия

рис. 1.1.

Таблица 1.3.

Данные для построения летнего суточного графика электрических нагрузок

Часы

Местное время

Мощности

Часовое потребление активной мощности,

кВт

Часовое потребление реактивной мощности,

кВар

Часовое потребление полной мощности,

кВ*А

Мощность включенных КБ,

кВар

1

2

3

4

5

6

1

0-1

8640

1920

8850,76

2540

2

1-2

7200

1920

7451,6

2540

3

2-3

6240

2640

6775,49

2540

4

3-4

7440

1920

7683,75

2540

5

4-5

6720

2400

7135,71

2540

6

5-6

6960

1440

7107,4

2540

7

6-7

7440

1680

7627,32

2540

Продолжение табл.1.3.

1

2

3

4

5

6

8

7-8

12000

2400

12237,65

2540

9

8-9

15120

3840

15600

5970

10

9-10

15360

4320

15955,94

5970

11

10-11

15120

4080

15660,8

5970

12

11-12

11280

2160

11484,95

5970

13

12-13

9360

1200

9436,61

4220

14

13-14

14400

2880

14685,18

5970

15

14-15

14160

3360

14553,19

5970

16

15-16

14160

3120

14499,66

5970

17

16-17

12720

2880

13041,96

5970

18

17-18

12480

2640

12756,17

4040

19

18-19

10320

2400

10595,4

4040

20

19-20

9120

1200

9198,61

4040

21

20-21

8640

1200

8722,94

4040

22

21-22

8160

1680

8331,15

2840

23

22-23

8640

1680

8801,82

2840

24

 23-0

8640

2160

8905,91

2540

Зимний график суточной нагрузки предприятия

рис.1.2.

Ведомости электрических нагрузок по цехам предприятия

На балансе предприятия для электроснабжения цехов находятся более пятидесяти восьми трансформаторных подстанций напряжением 6,3/0,4 кВ, поэтому невозможно сделать расчёт всех трансформаторных подстанций. В связи с этим для дипломного проекта, в рассмотрение, принимаем все трансформаторные подстанции (ТП), подключенные к одному РП (п/ст-1). В число этих трансформаторных подстанций входит ТП-64, питающая инструментальный завод, который является объектом дипломного проектирования. К РП подключены ТП, со следующими трансформаторами:

- ТП-64 (2·1000 кВ·А) – питает инструментальное производство и цех шаблонов;

- ТП-52 (2·630 кВ·А) – питает очистные сооружения;

- ТП-63 (2·1000 кВ·А) – питает корпус 4;

- Кроме того на самой подстанции №1 (п/ст-1), также установлены трансформаторы, в количестве:

4 трансформатора ТМ-1000/10 (ГОСТ 11920-85) мощностью 1000 кВ·А каждый и следующими параметрами /2, стр.143/: ; ; ; ; . (Эти трансформаторы были установлены недавно в 2003 году, при замене старых трансформаторов выпущенных в 1976 году с большими потерями холостого хода (ГОСТ 11920-73Е), новыми (ГОСТ 11920-85). (3 трансформатора находятся в работе, 1 в резерве.)

1 трансформатор ТМ-1600/10 (ГОСТ 11920-85) мощностью 1600 кВ·А. (Этот трансформатор не работает).

От подстанции №1 (п/ст.-1) питаются следующие цеха и отделения:

Цех гальванопокрытий;

Лопастное производство;

Малярное отделение;

Анодное отделение;

цех №147, цех №28.

Параметры трансформаторов мощностью на 630 кВ·А указаны в разделе 5 выбор числа и мощности трансформаторов трансформаторных подстанций.

Расчетные нагрузки по цехам завода без учёта компенсирующих устройств, приведены в таблице 1.7. Паспортные данные электроприемников инструментального завода приведены в таблице 1.8.

Таблица 1.4.

Расчётные нагрузки по цехам, подключенным к распределительному пункту,

подстанции №1

Наименование цеха

Мощности

Рр,

Qр,

кВт

квар

Цех гальванопокрытий

802,3

617,5

Лопастное производство

349

346

цех №147, цех №28

327,3

245,5

Малярное отделение

152

167

Анодное отделение

429

319

Цех №123

332

563

Очистные сооружения

209

176

Цех инструментальный

494,899

276,87

Корпус 4

502

388

Итого по производству

3597,5

3098,9

Таблица 1.5.

Ведомость электрических нагрузок инструментального завода

Обозначение на плане

Наименование

Величина

Рн,

кВт

Ки,

о.е.

cosφ,

о.е

Кп,

о.е.

η,

%

кпер, о.е

1

2

3

4

5

6

7

8

1,2

Пескоструйная камера (Освещение) + Наждак

  3,3

0,258

0,748

 6,5

80

2,5

3

Селитровая ванна

 28

0,95

1

 1,3

97

2,5

4

Камерная электрическая печь СНО 4.80.6/10

 44

0,95

1

 3

97

2,5

В-1

Вентиляторная установка

  7,5

0,65

0,8

 7,5

87,5

2,5

В-2

Вентиляторная установка

 10

0,65

0,8

 7,5

88

2,5

5

Станок универсально-заточной МФ24

  2

0,12

0,4

 5,5

83

2,5

6

Станок универсально-заточной 3В642

  4

0,12

0,4

 6,5

86,5

2,5

Продолжение табл. 1.5.

1

2

3

4

5

6

7

8

7

Станок универсально-заточной 3А64М

  2

0,12

0,4

 5,5

83

2,5

8

Станок универсально-заточной 3Е642

  3,5

0,12

0,4

 5,5

84,5

2,5

9

Наждак

  7,5

0,12

0,4

 7,5

87,5

2,5

10

Станок универсально-заточной 3Г653

  5

0,12

0,4

 5,5

87,5

2,5

11

Станок копировально-фрезерный 6Г643

  2

0,12

0,4

 5,5

83

2,5

12

Станок вертикально-фрезерный 6Ф55

  6

0,12

0,4

 5,5

87,5

2,5

13

Станок вертикально-сверлильный 2М112

  5

0,12

0,4

 5,5

87,5

2,5

14

Станок вертикально-сверлильный 2Н125

  7

0,12

0,4

 5,5

87,5

2,5

15

Печь отжига сварки СНО 5.10.3.2/10

 40

0,95

1

 3

97

2,5

16

Сварочная машина МСМУ150

 42

0,35

0,3

 2

82

2,5

17

Сварочная машина МСО201

 45

0,35

0,3

 2

83

2,5

18

Станок токарно-винторезный 1К62

 12

0,17

0,65

 6,5

88

2,5

19

Наждак

  5

0,12

0,4

 7,5

87,5

2,5

20

Автомат отрезной круглопильный 8Г663-100

 11,2

0,17

0,65

 6,5

88

2,5

21

Станок рубильный

  8

0,17

0,65

 7,5

87,5

2,5

22

Тельфер Q=250 кг

  1,9

0,05

0,5

 4,5

81

2,5

23

Сварочная машина МС2008

 61,7

0,35

0,3

 1,6

83

2,5

24

Станок отрезной ножовочный Н-1

  1,7

0,12

0,4

 4,5

81

2,5

25

Соляная ванна СВС-100/13

100

0,95

1

 3

97

2,5

26

Соляная ванна СВС-60/13

 60

0,95

1

 2,5

97

2,5

27

Шахтная электрическая печь СШЗ-66/7М1

 40

0,5

0,9

 1,1

97

2,5

28

Сушильный шкаф СНОП-3,5

 30

0,3

0,8

 4

98

2,5

29

Установка ТВЧ Л32-67М + КУ

 63,2

0,3

0,83

 1,4

96

2,5

30

Станок универсальный заточной 7А

  3,5

0,12

0,4

 5,5

84,5

2,5

31

Станок универсальный заточной 3Д642Е

  6

0,12

0,4

 5,5

87,5

2,5

32

Станок универсальный заточной 3Е642Е

  7

0,12

0,4

 5,5

87,5

2,5

33

Станок заточной

  7,5

0,12

0,4

 5,5

87,5

2,5

34

Станок плоскошлифовальный 5822

  8

0,3

0,65

 5,5

87,5

2,5

35

Станок универсальный резьбошлифовальный 5К822В

  7

0,3

0,65

 5,5

87,5

2,5

36

Станок координатно-расточной 3У10МСФ1

 10

0,17

0,65

 6,5

88

2,5

37

Станок универсальный резьбошлифовальный ВЗ205Ф3

  8

0,3

0,65

 5,5

87,5

2,5

38

Станок вертикально-сверлильный 2М112

  5

0,12

0,4

 6,5

87,5

2,5

39

Станок плоско-шлифовальный 3951ВФ1У

  2

0,3

0,65

 5,5

83

2,5

40

Станок оптический профилешлифовальный.395М1

  1,6

0,3

0,65

 4,5

81

2,5

41

Станок оптический профилешлифовальный.395

  1,6

0,3

0,65

 4,5

81

2,5

42

Станок шлифовальный 3451

  8

0,3

0,65

 5,5

87,5

2,5

43

Станок шлифовальный 3Б153

  7

0,3

0,65

 5,5

87,5

2,5

44

Станок винторезный SV-18RA

  7

0,12

0,4

 5,5

87,5

2,5


Продолжение табл. 1.5.

1

2

3

4

5

6

7

8

45

Станок координатно-расточной 2450

 20

0,17

0,65

 6,5

88,5

2,5

46

Станок токарно-винторезный 16Б16ПЕ3

 14

0,17

0,65

 6,5

88

2,5

47

Станок токарно-винторезный1К625

 13,5

0,17

0,65

 6,5

88

2,5

48

Станок токарно-винторезный 16К20ПФ

 13

0,17

0,65

 6,5

88

2,5

49

Станок координатно-расточной 3К12М

 11

0,17

0,65

 6,5

88

2,5

50

Станок координатно-расточный 3У10МАФ10

 12

0,17

0,65

 6,5

88

2,5

51

Станок шлифовальный Kellenberger

 10

0,35

0,65

 6,5

88

2,5

52

Станок шлифовальный Kellenberger & Co

 19

0,35

0,65

 6,5

88,5

2,5

53

Станок шлифовальный 3Б12

  7

0,3

0,65

 5,5

87,5

2,5

54

Станок токарно-винторезный 16К20ПФ1

 13

0,17

0,65

 6,5

88

2,5

55

Станок круглошлифовальный 3Е153

  6

0,3

0,65

 5,5

87,5

2,5

56

Станок вертикально-шлифовальный 3К225А

 10,5

0,3

0,65

 6,5

88,2

2,5

57

Станок токарно-винторезный SN6400X

 17

0,17

0,65

 6,5

88

2,5

58

Станок токарно-винторезный ENT-1675

 11

0,17

0,65

 6,5

88

2,5


2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЕЁ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

В основном Улан-Удэнский Авиационный завод питается от ГПП – главной понизительной подстанции 115/37,5/6,3 кВ, расположенной за пределами его территории. ГПП питается от подстанции « Районная » по линиям РА-161 и РА-162 на напряжении 115 кВ, возможно питание по двухцепной линии 37,5 кВ от посёлка Анахой.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по двухступенчатой смешанной схеме распределения электроэнергии. Из-за того, что имеются сосредоточенные потребители, расположенные в разных направлениях от центра питания. Магистральные схемы являются целесообразными для двухтрансформаторных подстанций. К каждой магистрали подключаются от двух до трёх подстанций в зависимости от передаваемой мощности. Создание такой схемы избавит предприятие от излишних капитальных вложений.

Выбор схемы распределительной сети предприятия определяется категорией надёжности электроснабжения потребителей, их территориальным размещением, особенностями режимов работы электроприёмников. В связи с этим на предприятии предлагается осуществить следующие меры по проектированию системы электроснабжения:

  1.  Необходимо рассмотреть вопрос, связанный с внедрением устройств автоматики, таких как АВР и АПВ, до сих пор на заводе ни в одной подстанции они не применяются, т.к. заводская схема электроснабжения построена на принципе многократного резервирования. Т.е. при возникновении повреждения на одном фидере, срабатывает релейная защита и отключает его, затем оперативный персонал переводит питание на другой фидер, а фидер вышедший из строя ремонтируется. Кроме того, оборудование подстанций сильно устарело, а на новое не хватает средств. (Данная мера позволит повысить надёжность электроснабжения потребителей).
  2.  Необходимо применить глубокое секционирование, т.к. существует проблема с селективностью срабатывания релейной защиты, из-за большого числа электроприёмников (трансформаторных подстанций) подключенных к шинам распределительных пунктов.
  3.  Необходимо отказаться от холодного резерва.
  4.  Необходимо рассмотреть вопрос, связанный с компенсацией реактивной мощности и установкой дополнительных компенсирующих устройств (КУ).
  5.  Предлагается разделить питание завода на две части:

Перевести питание завода на напряжение 10,5 кВ. Продав старое оборудование на 6,3 кВ, или списав его, и закупив новое оборудование на напряжение 10,5 кВ. Кроме того, задействовать ОРУ-35 кВ, проложив новые кабели от подстанции 2 до других подстанций, и заменив старые кабели с большим количеством муфт, для того, чтоб повысить пропускную способность распределительных линий, которой явно недостаточно даже для питания части завода от ОРУ 37,5/10,5 кВ. Данная мера позволит приблизить источник высокого напряжения к потребителям. В результате уменьшится падение напряжения у электроприёмников потребителей. (Рассмотрено ниже на примере электроснабжения инструментального производства. Таким образом, при проектировании рассмотрим два варианта схем электроснабжения, которые позволят выбрать оптимальную схему с технико-экономической точки зрения.)

Данная мера уменьшит потери электроэнергии в распределительных линиях, из-за снижения токов по ним.

6. Предлагается демонтировать трансформаторы в подстанции 1 (п/ст-1), и использовать её, в дальнейшем, как распределительный пункт. Вместо питания цехов и отделений от п/ст-1, сделать внутрицеховые КТП, расположив их как можно ближе к центрам энергетических нагрузок цехов и отделений. Запитать эти КТП от РП подстанции 1 (п/ст-1).

Данная мера позволит выполнить принцип приближения источника высокого напряжения к потребителю. Это позволит уменьшить падение напряжения на клеммах электроприёмников и снизить потери в распределительных линиях, за счёт снижения протяжённости низковольтных распределительных кабельных линий.


3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Правильное определение электрических нагрузок является основой рационального построения и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий.

В данном разделе приведен пример расчета электрических нагрузок инструментального производства, схема которого приведена на рис. 3.1.

Расчёт нагрузок выполняется по методу упорядоченных диаграмм. Расчётная нагрузка в любом узле системы электроснабжения зависит от числа электроприёмников, подключенных к этому узлу, их режимов работы, задаваемых коэффициентами использования  по каждому электроприёмнику.

Необходимо рассчитать номинальную мощность однотипных электроприемников по формуле:

;                    (3.1)

где n – число однотипных электроприемников, шт.;

pн – номинальная мощность одного электроприемника, кВт.

Так же необходимо найти:

- расчетная реактивная мощность однотипных ЭП:

                   (3.2)

где Ки – коэффициент использования данного вида электрооборудования, о.е.;

tgφсм. – коэффициент реактивной мощности, о.е.

- расчетная активная мощность однотипных ЭП:

;                   (3.3)

Так же необходимо найти квадрат суммы номинальных мощностей однотипных ЭП, .

Для ШР-1 имеем: 1– Пескоструйная камера (Освещение) – 2шт.; 2 – наждак – 1шт.; 3 – селитровая ванна – 2шт.; 4 – камерная электрическая печь СНО 4.80.6/10 – 1шт.; В-1 – вентиляторная установка – 1шт.; В-2 – вентиляторная установка – 1шт.

Смотреть планировку цеха на рис 3.1.

По формулам (3.1), (3.2), (3.3), для вышеперечисленных электроприемников ШР-1 найдем:

а) 1– Пескоструйная камера (Освещение) – 2шт.:

;

;

.

б) 2 – нождак – 1шт.:

;

;

;

.

в) 3 – селитровая ванна – 2шт.:

;

;

;

.

г) 4 – камерная электрическая печь СНО 4.80.6/10. – 1шт.:

;

;

;

.

д) В-1 – вентиляторная установка – 1шт.:

;

;

;

.

е) В-2 – вентиляторная установка – 1шт.:

;

;

;

.

Для ШР-1 необходимо найти , qр, pр, путем суммирования соответствующих величин всех ЭП:

;

;

;

.

Главным расчётным параметром метода упорядоченных диаграмм, является расчётный коэффициент , определённый в зависимости от эффективного числа электроприёмников , и группового коэффициента использования  для данного узла.

Для ШР-1 находим групповые Ки , tgφсм , и эффективное число приемников - nэ по следующим формулам:

;                   (3.4)

;                   (3.5)

;                    (3.6)

По формулам (3.4), (3.5), (3.6) найдем:

;

;

Округляем значение эффективного числа приемников в до ближайшего целого числа в меньшую сторону, т.е. принимаем nэ = 3. По таблице значений коэффициентов расчетной нагрузки /1, стр.14/ принимаем Кр = 1. Т.к. nэ < 10, то Кр = 1,1 – коэффициент расчетной реактивной нагрузки. Тогда для ШР-1 расчетные мощности находим по формулам:

;                    (3.7)

;                    (3.8)

;                    (3.9)

;                    (3.10)

где Sр – полная расчетная мощность, кВ·А;

Jр – расчетный ток, А;

Uн – номинальное напряжение сети, В.

По формулам (3.4), (3.5), (3.6) найдем активную, реактивную, полную мощности и ток соответственно:

;

;

;

.

Расчет электрических нагрузок для остальных шкафов инструментального завода приведен в таблице 3.1.

Расчет нагрузки освещения производим по следующей методике:

Определим активную нагрузку освещения по формуле:

;                    (3.11)

где роу – удельная нагрузка на 1 м2 площади инструментального цеха, принимается равной ;

F – площадь цеха, м2;

Ксо – коэффициент спроса осветительной нагрузки, для машиностроительного производства Ксо = 0,9 о.е. /2, стр.14/.

По формуле (3.11) найдем:

.

Определим реактивную нагрузку освещения по формуле:

;                    (3.12)

где  tgφо – соответствует коэффициенту мощности cosφо. Для люминесцентных ламп  /1, стр.15/.

По формуле (3.12) найдем:

.

Таблица 3.1.

Расчет электрических нагрузок инструментального производства (существующая схема).

Продолжение табл. 3.1.

Продолжение табл. 3.1.

Расчет электрических нагрузок по заводу в целом производится аналогично расчету нагрузок одного цеха, по той же методике.

На основании данных отдела главного энергетика имеются величины активной и Рр и реактивной Qp мощностей цехов, компрессорной, котельной и непроизводственных помещений завода.

По формулам (3.9) и (3.10) находятся полная мощность и ток. Данные приведены в таблице (3.2).

Таблица 3.2.

Расчет электрических нагрузок РП (п/ст-1). Токи рассчитаны с учётом перевода питания распределительного пункта на напряжение десять с половиной киловольт.

Исходные данные

Расчетные данные

Наименование цеха

Рр,

кВт

Qр,

квар

Sp,

кВ·А

Jp,

А

Цех гальванопокрытий

802,3

617,5

1012,4

58,452

Лопастное производство

349

346

491,44

28,374

цех №147, цех №28

327,3

245,5

409,14

23,622

Малярное отделение

152

167

225,82

13,038

Анодное отделение

429

319

534,6

30,865

Цех №123

332

563

653,6

37,736

Очистные сооружения

209

176

273,23

15,775

Цех инструментальный

494,9

276,87

567,08

32,741

Корпус 4

502

388

634,47

36,631

Итого по производству

3597,5

3098,9

4748

274,1


4. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

4.1. Выбор мощности компенсирующих устройств

Одним из важнейших вопросов, решаемых на стадии проектирования и во время эксплуатации систем промышленного электроснабжения, является вопрос о компенсации реактивной мощности, включающий выбор целесообразных источников КРМ, расчет и регулирование их мощности, размещение источников в системе электроснабжения. Поэтому на стадии проектирования, при выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос КРМ.

В настоящее время прирост потребления реактивной мощности существенно превосходит прирост потребления активной мощности. При этом передача реактивной мощности на значительные расстояния от мест генерации до мест потребления существенно ухудшает технико-экономические показатели систем электроснабжения.

Компенсация реактивной мощности в цеховых сетях производится обычно с помощью конденсаторных батарей.

Расчет мощности конденсаторной батареи (КБ) выполняется по следующей формуле:

;                     (4.1)

где  – расчетная мощность, кВт;

– расчетное значение коэффициента реактивной мощности, о.е ;

– экономический коэффициент реактивной мощности, о.е ;

;                     (4.2)

Произведём выбор компенсирующих устройств, для подстанций вновь проектируемой системы электроснабжения (с учётом перевода питания РП (п/ст-1) на напряжение 10,5 кВ):

По данным отдела главного энергетика принимаем для ТП-64 (смотреть выше, таблица 3.2.): Рр = 494,899 кВт; Qр = 276,873 квар.

По формуле (4.2) находим:

;

;

Экономический коэффициент реактивной мощности находится по формуле:

;                   (4.3)

где  tgφб – тангенс угла φ базисное, принимаемый в зависимости от рода и вида напряжения, о.е.;

 К – коэффициент, учитывающий стоимость электроэнергии в различных энергосистемах.

dm – отношение потребления активной мощности потребителем в квартале с максимальной нагрузкой энергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки.

Принимаем tgφб = 0,5 при напряжении питающей сети.

Для энергосистемы Бурятии: К = 1,2; dm = 1,1.

По этим данным, по формуле (4.3) найдем:

Определим значение tgφэ на стороне 0,4 кВ по формуле:

tgφэ.н.н = tgφэ - tgφэ.н.;                    (4.4)

где tgφэ.н. – тангенс угла φэ.н. принимаемый в зависимости от вида линии, о.е.

Для кабельной линии принимаем по /7/ tgφэ.н. = 0,05.

По формуле (4.4) находим:

tgφэ.н.н = 0,4 – 0,05 = 0,35, о.е.

По формуле (4.1) находим мощность КУ:

.

Т.к. ТП двухтрансформаторная, по /17/ принимаем к установке две КБ мощностью 50 квар каждая, марки КРМ 0,4.

После компенсации , равен:

;                    (4.5)

Из выражения (4.5), получаем:

;

Данные выбора остальных КУ сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1.

Выбор числа и мощности компенсирующих устройств,

для вновь проектируемых подстанций

Исходные данные

Расчетные данные

№ ТП

Рр,

кВт

Qр,

квар

Sр,

кВ·А

tgφp,

о.е.

QКБ,

квар

Число и мощность КБ

КТП1А

 802,3

  617,5

1012,42

0,77

370,365

2*КРМ 0,4-180

КТП2А

 828,3

  758,5

1123,12

0,916

515,455

2*КРМ 0,4-250

КТП3А

 761

  882

1164,92

1,159

677,215

2*КРМ 0,4-337,5

ТП52

 209

  176

 273,23

0,842

113,135

2*КРМ 0,4-50

ТП64

 494,9

  276,87

 567,08

0,559

114,024

2*КРМ 0,4-50

ТП63

 502

  388

 634,47

0,773

233,53

2*КРМ 0,4-112,5

- КТП-1А – будет питать цех гальванопокрытий;

- КТП-2А – будет питать лопастное производство, цех №147, цех №28 и малярное отделение;

- КТП-3А – будет питать анодное отделение, цех №123;

- ТП-52 – будет питать очистные сооружения;

- ТП-64 – будет питать инструментальное производство;

- ТП-63 – будет питать корпус 4.


5. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов должен быть правильным, технически и экономически обоснованным, т.к. он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

Выбор мощности силовых трансформаторов производится на основании расчётной нагрузки цехов в нормальном режиме работы и в послеаварийном режиме работы (при отключении одного трансформатора), для надёжного питания потребителей.

При выборе числа и мощности силовых трансформаторов важными критериями являются надежность электроснабжения, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность.

Для удобства эксплуатации систем электроснабжения следует стремиться выбирать не более двух-трех стандартных мощностей основных трансформаторов (не считая вспомогательных), это ведет к сокращению складского резерва и облегчает замену поврежденных трансформаторов.

Выбор числа трансформаторов зависит от требуемой степени надежности электроснабжения и плотности нагрузки. На заводе, большинство ТП встроено в здания. Предусмотрено к установке не более двух трансформаторов на каждой ТП.

При отсутствии графиков нагрузки мощность трансформатора выбирается по величине средней нагрузки.

Согласно /1, стр.23/ при нагрузке II-й категории надежности и наличие складского резерва, а так же для потребителей III-й категории коэффициент загрузки двухтрансформаторной подстанции Kз ≤ 0,7, о.е.  

Номинальная мощность трансформаторов выбираем по расчетной нагрузке /1, стр.22/:

;                    (5.1)

где  Sр.н – общая нагрузка с учетом компенсирующих устройств, кВ·А;

Nт – количество трансформаторов;

Kз = 0,7, о.е. – максимальный коэффициент загрузки для двухтрансформаторной подстанции (с учётом работы в послеаварийном режиме);

Приведем пример расчета ТП-64 которая питает инструментальное производство:

- до компенсации реактивной мощности.

- после компенсации реактивной мощности.

По формуле (5.1) находим:

кВ·А;

По условию (5.1) из /3, стр.113/ выбираем 2 трансформатора ТМ-630/10, с параметрами /2, стр.139/: Sнт = 630 кВ·А; Uнн = 0,4 кВ; ΔPх = 1,31 кВт; ΔPк = 7,6 кВт; Uк = 5,5 %; I0 = 2 %.

Коэффициент загрузки находится по следующей формуле:

;                    (5.2)

Проведем пересчет коэффициента загрузки по формуле (5.2):

;

Т.к. Kз = 0,683, о.е.< 0,7, о.е. таким образом, принятые к установке трансформаторы обеспечивают резервирование всей нагрузки подстанции, в послеаварийном режиме, при переводе питания всей подстанции на один трансформатор.

Выбор числа и мощности трансформаторов на остальных трансформаторных подстанциях приведен в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Выбор числа и мощности трансформаторов сделан для варианта с переводом питания на напряжение десять с половиной киловольт.

Исходные данные

Расчетные данные

ТП

Рр, кВт

Qр,

квар

Sр,

кВ·А

Iр, А

Sр/1,4

кВ·А

Тип

и мощность

Количество трансфор-ов

U,

кВ

кз, о.е.

КТП1А

802,3

257,5

 842,6

48,65

601,86

ТМ-630/10

2

10/0,4

0,67

КТП2А

828,3

258,5

 867,7

50,1

619,79

ТМ-630/10

2

10/0,4

0,69

КТП3А

761

 207

 788,7

45,53

563,32

ТМ-630/10

2

10/0,4

0,63

ТП52

209

 76

 222,4

12,84

158,85

ТМ-160/10

2

10/0,4

0,69

ТП64

494,9

176,9

 525,6

30,34

375,4

ТМ-400/10

2

10/0,4

0,66

ТП63

502

 163

 527,8

30,47

377

ТМ-400/10

2

10/0,4

0,66

Итого

3597,5

1138,9

3773,5

217,9

-

-

-

-

-


6. ВЫБОР МЕСТОРАСПОЛОЖЕНИЯ ГЛАВНОЙ

ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ

Одним из принципов проектирования, позволяющим сократить протяженность распределительных сетей и повысить качество напряжения, является приближение высокого напряжения к потребителем /22,23/. Реализация этого принципа применительно к задаче размещения цеховых ТП состоит в дроблении их мощности.

С другой стороны рациональное размещение цеховых ТП и РУ высокого напряжения по территории предприятия должно соответствовать минимуму приведенных затрат на систему электроснабжения.

Для решения данного вопроса строится картограмма электрических нагрузок предприятия, дающая наглядное представление о распределении нагрузок по площади. Центр электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия представляет собой символический центр потребления электроэнергии, где должна быть расположена ГПП. В случае невозможности размещения ГПП в ЦЭН, она смещается в сторону источника питания. Цеховые ТП следует располагать как можно ближе к центрам питаемых ими нагрузок. В то же время РУ высокого напряжения целесообразно размещать на границе питаемых нагрузок.

В данном случае нет необходимости в постройке картограммы. Т.к. ГПП снабжает электроэнергией не только Авиационный завод, но и 3 посёлка (“Восточный”, “Загорск” и “Загорск-1”), то ГПП постарались разместить максимально близко к ЦЭН. Количество и мощности ТП на заводе и в жилзоне примерно равны, различны расстояния между ними, в посёлках они выше. Центр электрических нагрузок этих потребителей находится непосредственно в жилом массиве. Поэтому ГПП сделали за территорией предприятия, на границе жилого массива. Кроме того, данное местоположение учитывает кратчайший путь до источника питания (подстанции “Районная”).

Перенос ГПП на другое место невозможен по архитектурным и ландшафтным причинам.

6.1. Выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции

 

Произведём расчёт нагрузки от РП на шинах ГПП с учётом коэффициента разновремённости.

Расчетные нагрузки на стороне высшего напряжения цеховых ТП находятся с учетом потерь в трансформаторах /24/. Если трансформаторы не выбраны, то величина потерь определяется приближенно

                   (6.1)

здесь  - активные и реактивные потери мощности в трансформаторах;  - полная расчетная нагрузка со стороны низшего напряжения.

;                    (6.2)

тогда расчетная нагрузка стороны высшего напряжения

                   (6.3)

Расчет электрических нагрузок на 4УР и 5УР производятся в целом аналогично изложенному с учетом следующих особенностей:

а) исходные данные по высоковольтным ЭП одного режима работы и мощности заносятся в одну строку /1, стр.11/ и заполняются графы 2 – 8. Эффективное число ЭП nэ и коэффициенты расчетной нагрузки  не определяются. Особенности расчета реактивных нагрузок СД.

Для группы СД, работающих в режиме перевозбуждения, суммарная номинальная реактивная мощность принимается равной расчетной реактивной нагрузке и при определении общей реактивной нагрузки вычитается из реактивной нагрузки ЭП с отстающим током

;                    (6.4)

где - номинальная реактивная мощность синхронного двигателя (СД). Определяется как:

                   (6.5)

где - ,  соответственно номинальные КПД и коэффициент реактивной мощности СД при номинальных напряжении и токе возбуждения.

б) расчетные нагрузки цеховых ТП, определенные по выражению (6.3) заносятся в отдельные строчки, при этом в графе 2 записывается число трансформаторов, в графе 7 - Ррв и в графе 8 - Qрв;

в) в итоговой строке определяется общее число присоединений n - графа 2, суммарная установленная мощность - графа 4, активная суммарная нагрузка  по графе 7 и реактивная  по графе 8;

г) определяется групповой коэффициент использования

                    (6.6)

д) по /1, стр. 16/ находится значение коэффициента одновременности, Ко и заносится в графу 11.

е) расчетные мощности (столбцы 13, 14) определяются по выражениям

                   (6.7)

                   (6.8)

Итоговые реактивные нагрузки на 4УР, 5УР подсчитываются с учетом компенсации реактивной мощности (см. ниже разд. 10), а при переходе на 6УР – с учетом потерь мощности в трансформаторах ГПП.

                    (6.9)

Тогда получим:

                   (6.10)

Расчетные нагрузки на 6УР могут совпадать с расчетными нагрузками 5УР или отличаются от них на величину потерь в трансформаторах ГПП. Определение потерь производится аналогично тому, как это было изложено выше для цеховых ТП или по точным формулам /25/.

Рассчитаем нагрузки с учётом коэффициентов одновремённости по формулам (6.1 – 6.10) для кабельных линий приходящих непосредственно на шины ЗРУ-6кВ ГПП. Результаты расчёта сведены в таблицу 6.1.

Рассчитаем мощность конденсаторных батарей (КБ) и комплектных компенсирующих устройств установленных на подстанциях и РП завода, по формуле (4.1.). . Найдём

По выражению (4.1) найдём:

.

Отнимем от требуемой реактивной мощности КУ, располагаемую реактивную мощность синхронных двигателей, которые установлены в компрессорной завода, и реактивную мощность КБ установленных на шинах РП (п/ст-1) (смотреть таблицу 6.1., ниже).

В компрессорной установлено 4 компрессора, (данные по компрессорам приведены в спец. вопросе).

Тогда, мощности компенсирующих устройств:

Предлагается списать установленные на ГПП старые трансформаторы ТДТН-25000/110 (115/38,5/6,6 кВ) (ГОСТ 12965-74). С параметрами (по данным отдела главного энергетика); ; ; ; ; ; . И установить трансформаторы ТДТН-25000/110 (115/38,5/11 кВ) (ГОСТ 12965-85), в связи с предлагаемым переводом завода на напряжение 10 кВ. С параметрами /20, стр.240/ ; ; ; ; ; ; .

Таблица 6.1.

Расчёт электрических нагрузок на шинах главной понизительной подстанции, (расчётный ток рассчитан с условием перевода питания завода на напряжение десять с половиной киловольт)

 

По найденному значению полной мощности определяем номинальную мощность трансформатора ГПП по формуле (5.1):

.

Таким образом, по /2, стр.145/ принимаем трансформаторы ТДТН-25000/110 (2·25000 кВ·А).

На ГПП установлены трансформаторы такой же мощности.

Проверим трансформаторы ТДТН-25000/110 (2·25000 кВ·А) по условию послеаварийной перегрузки:

.

Трансформаторы проходят по условию послеаварийной перегрузки.

7. ВЫБОР И РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ВНЕШНЕГО

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ

Системы электроснабжения промышленных предприятий подразделяются на системы внешнего и внутреннего электроснабжения. Внешнее электроснабжение промышленного предприятия осуществляется от энергосистемы и источников питания предприятия.

Основными условиями проектирования рациональной системы внешнего электроснабжения являются надёжность, экономичность, удобство и безопасность эксплуатации, а также обеспечение необходимого качества электроэнергии у приёмников и возможность дальнейшего развития сети. Основным источником питания электроэнергией промышленного предприятия является энергосистема.

Выбор схемы электроснабжения предприятия определяется условиями подключения к питающей сети.

Передача электроэнергии от источника питания (подстанция “Районная”) до ГПП осуществляется по двухцепной линии 115 кВ.

Экономическим критерием выбора сечения проводов ВЛ является минимум приведённых затрат. В практике проектирования выбор сечения производится по сопоставительным технико – экономическим расчётам (ТЭР), а по нормированному обобщённому показателю: По экономическим интервалам токовых нагрузок для сталеалюминевых проводов по таблице 7.8. /20, стр.291/.

При отсутствии графиков нагрузки мощность трансформатора выбирается по величине средней нагрузки.

Согласно /1, стр.23/ при нагрузке II-й категории надежности и наличие складского резерва, а так же для потребителей III-й категории коэффициент загрузки двухтрансформаторной подстанции Kз ≤ 0,7 о.е.  

Предельная мощность, которая может проходить по двухцепной линии при работе двух трансформаторов с предельным коэффициентом нагрузки для двухтрансформаторной подстанции, равна:

.

Выберем наивыгоднейшее напряжение  по следующей формуле /20, стр. 106/:

;                    (7.1)

где  L – длина линии, км; P – передаваемая мощность, МВт.

Отсюда, для ГПП Авиазавода:

Выбираем стандартный ближайший класс напряжения, к полученному расчётному значению, это . ГПП, также питает двухцепная линия с .

Принимаем по /20, стр.291/ (с учётом того, что в Бурятии I-II район по гололёду), провод марки АС-150. От подстанции “Районная” к ГПП идёт двухцепная линия для увеличения надёжности энергоснабжения завода и посёлков, с предельной экономической мощностью одной цепи, 45,5МВт, при сечении, 150 мм2.

Для данного предприятия полный расчёт системы внешнего электроснабжения не производится, т.к. двухцепная линия на 115 кВ находится в ведении ЦЭС и поэтому не относится к заводу.


8. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ ВНУТРЕННЕЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ПРЕДПРИЯТИЯ С УЧЁТОМ ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ.

ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

К системе внутреннего электроснабжения относится ГПП, ОРУ 37,5/6,3 кВ и распределительная сеть напряжением выше 1 кВ предприятия. На небольших по мощности предприятиях рекомендуется применять одноступенчатые схемы электроснабжения. Так как Улан-Удэнский Авиационный завод большой, то в рассмотрение принимается, только РП от которого питается инструментальное производство, рассматриваемое в данном дипломном проекте. Поэтому разработаем два варианта внутренней системы электроснабжения предприятия, сравнивая их на примере электроснабжения инструментального производства. При построении схемы внутреннего электроснабжения составляем два варианта (рис.8.1.) и (рис.8.2.) для их дальнейшего технико-экономического сопоставления. Один вариант является радиальной схемой электроснабжения инструментального производства. Второй вариант является смешанной схемой электроснабжения. В ТЭР сравнение производится по приведённым затратам на кабельные линии, подстанции, в зависимости от их количества, а также по стоимости потерь электроэнергии в кабельных линиях и трансформаторах.

Номинальные токи кабельных линий определены с учётом максимальной загрузки трансформаторных подстанций (с учётом перспективы развития).

Выбор варианта схемы внешнего электроснабжения производим на основе технико-экономического расчета, по минимуму приведённых затрат.

Для реконструкции системы электроснабжения инструментального производства предлагается сравнить два следующих варианта:

  1.  Существующая схема электроснабжения (радиальная).
  2.  Схема с изменением мест установки силовых трансформаторов. С изменением их номинальных мощностей, в тех ТП где трансформаторы недогружены (эта проблема существует почти во всех рассмотренных подстанциях завода, т.к. система электроснабжения завода проектировалась с учётом активного развития производства, но, к сожалению, данные прогнозы не оправдались). Кроме того, предлагается перевод системы электроснабжения на другой более высокий класс напряжения с 6,3 кВ, на 10,5 кВ.

Данная проблема очень актуальна на заводе, т.к. на заводе очень большая протяжённость распределительных линий. Основные распределительные линии, питающие завод выполнены на напряжение 6,3 кВ. Предлагается перевести питание завода на напряжение 10,5 кВ, что значительно снизит потери электроэнергии. Но есть неудобства это, то, что в компрессорном цехе завода используются компрессоры с синхронными двигателями на напряжение 6,3 кВ, в этом случае придётся заменить их компрессорами на напряжение 10,5 кВ, предварительно списав старые (они давно выработали свой срок службы) и купив новые.

Также необходимо реконструировать ОРУ-37,5/6,3 кВ, заменив трансформаторы напряжением 37,5/6,3 кВ, трансформаторами 37,5/10,5 кВ.

Кроме того, придётся заменить некоторое оборудование подстанций, которое может быть использовано только на напряжении 6,3 кВ, а на 10,5 кВ использоваться не может.

За счёт указанной выше меры можно получить следующие плюсы:

1.) из-за снижения токов по линии при тех же мощностях трансформаторов уменьшатся потери в распределительных линиях.

2.) из-за приближения источника высокого напряжения к его потребителям, уменьшится падение напряжения в распределительных линиях.

Так как основными высоковольтными потребителями на заводе являются трансформаторы ТП и синхронные двигатели установленные на компрессорах в компрессорной, то при падении напряжения в распределительных линиях все эти электроприёмники будут вынуждены увеличивать токи, для поддержания своей номинальной мощности, что также приведёт к дополнительным потерям.

Особенно это заметно на трансформаторах с ПБВ установленных в ТП завода. Поэтому поддержание напряжения в линиях так же можно рассматривать как меру экономии.

Единственный недостаток, уменьшающий эффект экономии - это дополнительные потери электроэнергии в трансформаторах (на ОРУ-37,5/10,5 кВ), но они всё равно будут меньше, чем потери электроэнергии в распределительных линиях при питании от ГПП.

Рассмотрим все вышеуказанное в данном пункте на примере инструментального производства.

Ниже произведен расчет двух систем электроснабжения инструментального производства: а) Питание инструментального производства полностью на напряжении 6,3 кВ от ГПП, схема указана на рис. 8.1, б) вторая – на напряжении 10,5 кВ с питанием РП от ОРУ-37,5/10,5 кВ и изменением схемы электроснабжения подстанций от РП, схема указана на рис.8.2.

Приведенные затраты определяются по формуле:

;                    (8.1)

где Кз.л - капитальные затраты на устанавливаемые линии, руб.;

Кз.об - капитальные затраты на устанавливаемое оборудование, руб.;

рал и ра.об - нормы амортизационных отчислений, о.е., по /8,стр.315/, рал = 0,053;

ра.об = 0,064;

рт.р.л и рт.р.об - нормы отчислений на текущий ремонт, о.е., по /7,стр.315/, рт.р.л = 0,02; рт.р.об = 0,03;

рн - нормативный коэффициент эффективности, о.е. по /8,стр.315/,  рн = 0,015;

Сп - стоимость потерь, руб.

8.1. Расчет первого варианта радиальной схемы электроснабжения

на напряжение 6,3 киловольта

Длина 3х кабельных линий (W22, W8, W17) проложенных в земле от ГПП до РП инструментального завода:

L = 1,7 км.

R –сопротивление кабельной линии, Ом, находится по следующей формуле:

;                    (8.2)

где  r0 – удельное сопротивление кабельной линии, Ом/м;

L – длина линии, м.

Кабельные линии выполнены кабелями следующих марок:

1) Линия W22, кабель ААШВ-3·150+ААБ-3·120.

Т.к. кабели проложены в кабельном канале, то условия охлаждения у них такие же, как для кабелей проложенных в воздухе (т.к. они подвешены на специальных полках, а не лежат в земле). Кабели имеют бумажную пропитанную изоляцию. Оба кабеля с алюминиевыми жилами, в алюминиевой оболочке, со следующими параметрами /20, стр.304/:

а) ААШВ-3·150: S = 150 мм2; Iдопw5 = 225 А /18, стр.413/; r0w5 = 0,206 Ом/км; х0w5 = 0,074 Ом/км.

Схема представлена на рисунке 8.1., смотреть ниже.

б) ААБ-3·120: S = 120 мм2; Iдопw5_2 = 190 А /18, стр.413/; r0w5_2 = 0,258 Ом/км;

х0w5_2 = 0,076 Ом/км.

Найдём эквивалентные сопротивления линии W22, по формуле (8.2):

;

;

.

2.) Линия W8, кабель АСБ-3·185.

Условия, в которых работает кабель такие же, как для линии W22. Кабель имеет бумажную пропитанную изоляцию. Кабель с алюминиевыми жилами, в свинцовой оболочке, со следующими параметрами /20, стр.304/:

АСБ-3·185: S = 185, мм2; Iдопw6 = 250, А /18, стр.413/; r0w6 = 0,167, Ом/км;

х0w6 = 0,073, Ом/км.

Найдём сопротивление линии W8, по формуле (8.2):

.

3) Линия W17, кабель ААБ-3·185.

Условия, в которых работает кабель такие же, как для линии W22. Кабель имеет бумажную пропитанную изоляцию. Кабель с алюминиевыми жилами, в алюминиевой оболочке, со следующими параметрами /20, стр.304/:

ААБ-3·185: S = 185 мм2; Iдопw5 = 250 А /18, стр.413/; r0w5 = 0,167 Ом/км;

х0w5 = 0,073 Ом/км.

Найдём сопротивление линии W17, по формуле (8.2):

.

Капитальные затраты на устанавливаемые линии найдем по формуле:

;                    (8.3)

где  - стоимость кабельной линии, т.руб/км;

L – длина линии, км.

По /17/ определим стоимость кабельных линий :

; ;

; .

По (8.3) найдем:

Потери электроэнергии в кабельных линиях определяются по следующей формуле:

;                    (8.4)

где  Рр и Qр – активная и реактивная мощности соответственно, кВт и квар (взяты из таблицы 6.1. смотреть выше).

При работе РП (п/ст-1) в нормальном режиме, межсекционные выключатели и разъединители выключены. По данным отдела главного энергетика кабели в нормальном режиме питают следующие нагрузки:

Линия W22: ;.

Линия W8: ;.

Линия W17: ;.

По формуле (8.4) определим потери в каждой из линий W22, W8 и W17 в нормальном режиме работы РП:

а) Линия W22:

;

б) Линия W8:

;

в) Линия W17:

;

Найдём суммарные потери во всех линиях (W22, W8 и W17):

.

Стоимость потерь определяется по формуле:

;                    (8.5)

где ΔР - потери электроэнергии, кВт;

С0 - стоимость 1 кВт·час потерь электроэнергии, руб./кВт;

τ - время максимальных потерь, час.

Стоимость 1 кВт·час потерь электроэнергии определяется как:

;                    (8.6)

где  α - основная ставка двухставочного тарифа, руб/кВт;

- дополнительная ставка двухставочного тарифа, руб/кВт·час;

- время использования максимума нагрузки, час.

По данным отдела главного энергетика Инструментального производства имеем следующие данные:

В данное время, завод перешёл на одноставочный тариф. Поэтому основная ставка тарифа, за заявленный максимум нагрузки, равна . Дополнительная ставка тарифа за потреблённую электроэнергию равна: . Время использования максимума нагрузки для данной отрасли промышленности равно: .

По формуле (8.6) находим:

.

Время максимальных потерь определяется как:

;                    (8.7)

По (8.7) находим:

.

По формуле (8.5) находим стоимость потерь:

 

8.2. Расчет внешнего электроснабжения инструментального производства на напряжении 10,5 киловольт с питанием распределительного пункта от подстанции №2, с реконструкцией самого распределительного пункта и подключенных к нему подстанций (смешанная схема электроснабжения)

Произведем расчет второго варианта на напряжение 10,5 кВ с питанием РП от ОРУ 37,5/10,5 кВ. Смотреть рисунок 8.2, ниже.

Для этого варианта предлагается заменить старые кабели, проложенные в земле от п/ст-2 до РП, т.к. на них большое количество муфт, в связи, с чем у них низкая пропускная способность.

Выбор кабеля производим по условию:

;                   (8.8)

где F - сечение кабеля, мм2;

Длина 2х кабельных линий проложенных в земле от ОРУ 37,5/10,5 кВ до РП инструментального производства:

L = 0,7, км.

Максимальный рабочий ток, который может протекать по каждой линии (W6 или W24) (с учётом полной загрузки подстанций, КРМ, уменьшением номинальных мощностей трансформаторов в связи с недогрузкой при их реконструкции, с учётом перспективы развития производства, с учётом перевода питания всех ТП на одну секцию РП в послеаварийном режиме) и при , равен: Iр = 218,14 А.

Сечение кабеля находим по экономической плотности тока. Т.к. напряжение выше тысячи вольт, из /18, стр.418/ по таблице 3.205 определим, что экономическая плотность тока для алюминиевых кабелей jэ = 1,4 А/мм2 при Тм = 4140 ч. для данной отрасли промышленности.

По формуле (8.8) определяем для линии W6 и W24:

мм2;

Т.к. кабели проложены в земле, то по /20, стр.297;298/ выбираем кабель марки ААБл-3·150 на напряжение 10,5 кВ, с алюминиевыми жилами, со следующими параметрами /20, стр.304/:

S = 150 мм2; Iдоп = 275 А /18, стр.411/; r0 = 0,206 Ом/км;

х0 = 0,079 Ом/км.

Проверку выбора проводим по условию:

IдопIр ;                    (8.9)

Т.к в одной траншее проложено два кабеля работающих под нагрузкой, то необходимо учесть поправочный коэффициент 0,93 взятый по /18, стр.412/.

По условию (8.9), и учитывая, что обе линии проложены в одной траншее:

255,75 > 218,14 А.

где 218,14 А. – максимально возможный ток линии при переводе питания всех ТП на одну секцию РП.

Из условий (8.7) и (8.8) видно что выбранный кабель подходит, поэтому принимаем кабель марки ААБл-3·150.

По /17/ определим стоимость кабельной линии .

По (8.4) найдем:

.

Т.к. кабельных линий 2, то стоимость кабельной линии необходимо умножить на 2:

.

Длина каждой линии (W6 или W24) составляет L = 0,7 км, S = 150 мм2; Iдоп = 275 А /18, стр.411/; r0 = 0,206 Ом/км; х0 = 0,079 Ом/км, следовательно по формуле (8.2.) сопротивление равно:

.

По формуле (8.4) определим потери в одной линии из двух кабелей в нормальном режиме работы РП (с учётом КРМ и потерь в трансформаторах, смотреть таблицу 6.1.):

.

Т.к. кабельных линии 2 (W6 и W24) и они работают раздельно на две секции, то потери в одной линии из двух кабелей необходимо умножить на 2, чтоб найти суммарные потери:

.

Стоимость 1 кВт·час потерь электроэнергии и время максимальных потерь такие же, как и в первом варианте.

По формуле (8.5) находим стоимость потерь:

 

Согласно /17/ капитальные затраты на установку оборудования РП для радиальной схемы на напряжении 6,3 кВ (с учётом 4х трансформаторов на 1000 кВ·А) составят: Кз.об.р=6142,513 ,т.руб. (рис. 8.1.), а для смешанной схемы на напряжении 10,5 кВ Кз.об.см = 4598,022, т.руб. (рисунок 8.2.) 

Аналогично производится выбор сечения жил кабелей и расчет приведенных затрат остальных кабельных линий, идущих от РП на подстанции. Данные расчета приведены в таблицах 8.1. и 8.2.

Таблица 8.1.

Расчет радиальной схемы электроснабжения (см. рис. 8.1.)

Таблица 8.2.

Расчет смешанной схемы электроснабжения (см. рис. 8.2.).

Т.к. реконструкция затрагивает вопрос, связанный с изменением номинальных мощностей трансформаторов установленных на подстанциях, то произведём расчёт потерь активной мощности в трансформаторах (т.к. потери реактивной мощности в основном оказывают влияние на потери в линиях), а также стоимости КТП в которых они установлены (включая сами трансформаторы). Данные расчёта приведены в таблицах 8.3. и 8.4. Смотреть /2, стр.16; 27, стр. 253/.

Таблица 8.3.

Произведём расчёт трансформаторов для радиальной схемы электроснабжения

(см. рис. 8.1.).

Найдём суммарные затраты на оборудование и линии, а также суммарные потери для обоих вариантов (смотреть таблицы 8.1.- 8.4.):

Вариант 1:

;

Таблица 8.4.

Произведём расчёт трансформаторов для смешанной схемы электроснабжения

(см. рис. 8.2).

;

Вариант 2:

;

;

По формуле (8.1), определим значения приведенных затрат для радиальной (вариант №1) и смешанной (вариант №2) схем электроснабжения:

Вариант1:

 

Вариант2:

Фактическая разница в стоимости по приведённым затратам в процентах находится по формуле:

;                    (8.10)

Найдём фактическую разницу в стоимости по приведённым затратам по выражению (8.10):

.

Выбираем второй вариант, так как приведённые затраты у него меньше на 36,381%, чем у первого варианта схемы электроснабжения.

Из технико-экономического расчета следует, что приведенные затраты при использовании смешанной схемы внутризаводского электроснабжения меньше чем при использовании радиальной схемы. Поэтому для электроснабжения завода применяем смешанную схему, вариант №2.


9. КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

9.1 Регулирование напряжения в нормальном, минимальном

послеаварийном режимах

Электроэнергия, как особый вид продукции, обладает определенными характеристиками, позволяющими судить о ее пригодности в различных производственных процессах.

Совокупности характеристик, при которых приемники электроэнергии способны выполнить заложенные в них функции, объединены общим понятием качества электроэнергии.

В соответствии с ГОСТ 13109-97 на качество электроэнергии, электрические сети должны проектироваться из условия обеспечения нормированных отклонений на зажимах электроприемников. То есть цеховая сеть должна быть рассчитана по отклонениям напряжения на зажимах электроприемников. Расчеты выполняются в процентах по отношению к номинальному напряжению.

Централизованное регулирование напряжения на шинах РП не сможет обеспечить требуемые уровни напряжения на зажимах электроприемников. Поэтому для решения данной задачи следует использовать местные средства регулирования, одним их которых являются цеховые трансформаторы 6,3-10,5 кВ, оснащенные устройством переключения без возбуждения (ПБВ). С помощью этих устройств можно компенсировать потери напряжения в распределительных сетях путем выбора соответствующего ответвления.

Из-за отсутствия данных, предполагаем, что на РП осуществляется встречное регулирование.

Выбор ответвления на обмотках цехового трансформатора выполняется по результатам расчета двух режимов нагрузки – минимального и максимального.

Выполним расчет на примере линий от РП (п/ст-1) до ТП-52, остальные линии рассчитаем аналогично.

Определим потери напряжения в линиях по следующей формуле:

;                    (9.1)

где  Х – реактивное сопротивление линии, Ом;

R – активное сопротивление линии, Ом;

Uн – номинальное напряжение сети, кВ.

Реактивное сопротивление находится по формуле:

Х = х0 · L, Ом;                   (9.2)

где  х0 – удельное реактивное сопротивление линии, из /20, стр.304/;

 L – длина линии, км.

R = r0 · L , Ом;                    (9.3)

где r0– удельное сопротивление линии, из /20, стр.304/;

По формуле (8.2) находим:

1) Сначала найдём падение напряжения на шинах РП (п/ст-1). Сопротивления линии от ОРУ 37,5/10,5 кВ (ЗРУ-10,5 кВ (п/ст-2)) до РП (п/ст-1). Кабель марки ААБл-3·150 /20, стр.304/:

S = 150 мм2; Iдоп = 275 А /18, стр.411/; r0 = 0,206 Ом/км;

х0 = 0,079, Ом/км; длина линии составляет L=0,7 км.

Х = 0,079 · 0,7 = 0,0553 Ом;

R = 0,206 · 0,7=0,1442 Ом.

По расчёту смешанной схемы электроснабжения (таблица 8.2.), принимаем: Рр = 3525,9 кВт; Qр = 1358 квар.

По формуле (9.1) находим:

2) Сопротивления линии от РП (п/ст-1) до ТП-52. Кабель марки ААБл-3·35 /20, стр.304/:

S = 35 мм2; Iдоп = 80 А /18, стр.411/; r0 = 0,89 Ом/км;

х0 = 0,095 Ом/км; длина линии составляет L=0,288 км.

Х = 0,095 · 0,288 = 0,02736 Ом;

R = 0,89 · 0,288=0,25632 Ом.

По расчёту смешанной схемы электроснабжения (таблица 8.1.), принимаем: Рр = 215,4 кВт; Qр = 108 квар. (Нагрузки с учётом потерь в новых трансформаторах).

По формуле (9.1) находим:

Суммарные потери напряжения равны:

Потери напряжения в процентном соотношении:

.

Определяем потери напряжения в трансформаторе:

;                    (9.4)

где кз – коэффициент загрузки трансформатора, о.е., из таблицы 5.1.;

Uа% – активные потери напряжения, %;

Up% – реактивные потери напряжения, %;

сosφ – коэффициент мощности, о.е.

Активные потери напряжения находятся по формуле:

;                    (9.5.)

где   Рк – мощность короткого замыкания, кВт;

 Sтр – мощность трансформатора, кВ·А;

Для ТП-52 (смотреть таблицу 8.4.): Рк = 2,65 кВт; Sтр = 160 кВ·А.

По формуле (9.5) находим:

.

Реактивные потери напряжения находятся по формуле:

;                    (9.6)

где Uк% – напряжение КЗ трансформатора, %;

Для ТП-52 /2, стр.139/: Uк% = 4,5%.

По формуле (9.6) находим:

Коэффициент мощности находится по формуле:

                   (9.7)

где  Pр – активная мощность нагрузки ТП-52, .

Sр – полная мощность нагрузки ТП-52, .

- реактивная мощность нагрузки ТП-52, .

По (9.7) определим для ТП-52:

По (9.4) определим потери напряжения в трансформаторе ТП52:

Расчет по остальным линиям и ТП аналогичен. Данные сведены в таблицу 9.1.

Таблица 9.1

Расчет потерь напряжения в кабельных линиях и трансформаторах сделан с учётом падения напряжения на шинах распределительного пункта (подстанция №1)

Выбор ответвления на обмотках трансформаторов на ТП-52 выполняется по результатам расчёта двух режимов нагрузок – максимального и минимального.

Определим добавку напряжения в максимальном режиме:

;                  (9.8)

где   = 5, % - верхний допустимый предел отклонения напряжения для ЭП;

 - потери напряжения в линии 10,5 кВ, %;

 - потери напряжения в трансформаторе, %;   

= 5, % - добавка напряжения на РП (п/ст-1) в максимальном режиме.

По формуле (9.8) находим:

.

Определим добавку напряжения в минимальном режиме:

;                    (9.9)

где   = 5, % - верхний допустимый предел отклонения напряжения для ЭП;

= 0, % - добавка напряжения на РП (п/ст-1) в минимальном режиме.

β = 0,4 – отношение минимальной нагрузки Smin к нагрузке максимального режима Smax, о.е.

По формуле (9.9) находим:

.

Переключающие устройства трансформаторов ТП-52 должны быть установлены на стандартном ответвлении Ет = 2,5 %.

После определения ответвления на обмотках цехового трансформатора проверяются отклонения напряжения на зажимах наиболее удаленного электроприемника, т.е. нижний предел.

Для максимального режима:

;                    (9.10)

где  = 1,197 % - потеря напряжения в сети 0,4 кВ, %.

По формуле (9.9) находим:

Для минимального режима:

;                    (9.11)

По формуле (9.11) находим:

%.

Данные расчета отклонений напряжений других ТП занесены в таблицу 9.2.

Таблица 9.2

Расчет отклонений напряжения

№ ТП

Исходные данные

Расчетные данные

ΔUT%,

%

ΔUВН%,

%

Eт.max,

%

Eт.min,

%

Uндоп.max,

%

Uндоп.min,

%

1

2

3

4

5

6

7

КТП-1А

1,91

0,69

2,6

6,04

3,71

0,98

КТП-2А

1,95

0,62

2,57

6,03

3,73

0,99

КТП-3А

1,67

0,70

2,37

5,95

3,93

1,07

ТП-52

2,09

0,64

2,73

6,09

3,58

0,93

ТП-64

2,08

0,63

2,71

6,09

3,59

0,94

ТП-63

2

0,63

2,63

6,05

3,67

0,97

Отклонения напряжения находятся в пределах, установленных    ГОСТ 13109-97.

9.2 Мероприятия по ограничению колебаний несимметрии

и несинусоидальности напряжения

Несимметрия напряжения приводит к дополнительным фазным отклонениям фазных и линейных напряжений. Это отрицательно сказывается на работе асинхронных двигателей и делает менее эффективным использование регулировочных компенсирующих установок, установленных в системе электроснабжения промышленного предприятия.

На предприятии используются простые и эффективные методы симметрирования:

-равномерное распределение однофазных нагрузок по фазам;

-подключение несимметричных нагрузок на участки сети с большой мощностью короткого замыкания;

Для уменьшения несинусоидальности напряжения нелинейные нагрузки рассредоточивают по разным узлам системы электроснабжения. В сетях напряжением 6,3, 10,5 кВ с изолированной нейтралью симметрирование заключается в устранении токов обратной последовательности. Для этой цели могут быть использованы имеющиеся в сети конденсаторные батареи поперечно-емкостной компенсации, включенные в несимметричный или неполный треугольник.


10. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Вследствие коротких замыканий в цепях возникают опасные для элементов сети токи, могущие вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты производится расчет токов короткого замыкания (КЗ).

При расчёте токов КЗ учитываются активные и реактивные сопротивления всех элементов сети, сопротивления трансформаторов тока и катушек автоматов, переходные сопротивления контактов.

Для расчета токов КЗ, преобразуем расчетную схему представленную на рисунке 8.2 (распределительный пункт) и на рисунке 4 графической части дипломного проекта (Однолинейная схема электроснабжения завода 115/37,5/6,3 кВ), в схему замещения, с указанием точек КЗ необходимых для выбора оборудования. Схема замещения приведена на рис 10.1.

Из таблиц 8.2. и 9.1. известны: расчетные токи протекающие в кабельных линиях, сечения, длины и активное и реактивное сопротивление кабелей.

Определим параметры схемы замещения.

По данным из отдела главного энергетика сопротивление системы на шинах 115 кВ, равно: ; .

  1.  Для примера произведём расчёт для максимального режима:

Рассчитаем ток КЗ в точке К1 по формуле:

                   (10.1)

где  - напряжение ступени 115кВ.

По формуле (10.1) находим:

.

Определим сопротивления линий от подстанции «Районная» до ГПП – линия W1 (ВЛ, провод АС-150), от ГПП до ОРУ-37,5/10,5 кВ (п/ст-2) – линия W3 (ВЛ, провод АС-150) и от ЗРУ-10,5 кВ (п/ст-2) до РП (п/ст-1) – линия W5` (КЛ, кабель ААБЛ-3·150) /3, стр.277/, по формулам 9.2 и 9.3:

рис 10.1

;

;

;

.

Определим сопротивления трансформатора Т1 на ГПП и Т1 на ОРУ-35/10 кВ:

  1.  Найдём сопротивление трёхобмоточного трансформатора Т1, установленного на ГПП. Параметры трансформатора ТДТН-25000/110 (115/38,5/6,6), смотреть /2, стр.146/:

(МВА); Напряжения короткого замыкания между обмотками ВН и СН, ВН и НН, СН и НН, в, %: ; ; .

Найдём напряжения короткого замыкания для обмоток ВН, СН, НН, в о.е.

Выражения (10.2.):

Найдём сопротивления обмоток трансформатора ВН, СН, НН, в Ом, выражения (10.3):

.

.

.

Найдём суммарное сопротивление, которое оказывает трансформатор проходящему через него току, из обмотки ВН в обмотку СН:

.

  1.  Найдём сопротивление трансформатора Т1 на ОРУ-37,5/10,5кВ:

Для установленных на ОРУ-35/10 кВ трансформаторов марки, ТМН-10000/35, , :

                   (10.4)

где  - номинальное напряжение трансформатора.

Для нахождения тока КЗ в точке К2 определим результирующее сопротивление до точки К2:

.

.

.

.

Определим ток КЗ в точке К3:

.

.

.

Пересчитываем сопротивление Z1-3 на напряжение Uн2=37,5 кВ:

.

.

(Ток IК3 отнесён к напряжению 37,5 кВ).

.

.

(Сопротивления  и  отнесены к напряжению 37,5 кВ).

Определим ток КЗ в точке К4:

.

..

.

Определим ток КЗ в точке К5:

.

.

.

Пересчитываем сопротивление Z1-5 на напряжение Uн2=10,5 кВ:

.

.

(Ток IК5 отнесён к напряжению 10,5 кВ).

.

.

(Сопротивления  и  отнесены к напряжению 10,5 кВ).

Определим ток КЗ в точке К6:

.

.

где  и - реактивное и активное сопротивления кабельной линии W6 (смотреть выше раздел 8).

.

.

.

.

Ударный ток найдем по формуле:

                    (10.5)

где ку - ударный коэффициент, о.е.

;                     (10.6)

где  - постоянная затухания апериодической составляющей тока, о.е.:

;          (10.7)

где  - угловая частота.

Рассчитаем постоянную затухания апериодической составляющей тока, по (10.7):

.

Найдём ударный коэффициент, по (10.6):

По формуле (10.5.) находим:

.

Тепловой импульс найдем из выражения:

                   (10.8)

где  tсз = 0,6 с – время срабатывания защиты;

 tотк = 0,1 с - время отключения защитной аппаратуры.

По формуле (10.8) найдем:

.

По выражению (10.4.), найдём сопротивления трансформаторов на ТП:

1). На КТП-1А, КТП-2А, КТП-3А установлены трансформаторы марки ТМ-630 (ГОСТ 12022-85), со следующими параметрами: ; ; ; ; .

.

2). На ТП-52, установлен трансформатор марки ТМ-160 (ГОСТ 12022-85), со следующими параметрами: ; ; ; ; .  

.

3). На ТП-64, ТП-63 установлены трансформаторы марки ТМ-400 (ГОСТ 12022-85), со следующими параметрами: ; ; ; ; .  

.

Сопротивления линий

даны в таблице 9.1., смотреть раздел 9.

Аналогично рассчитываются токи КЗ для остальных точек. Данные расчета приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1.

Расчет токов короткого замыкания, для максимального режима

Исходные данные

Расчетные данные

Точка КЗ

Uн, кВ

R, Ом

Х, Ом

Z, Ом

ХТ, Ом

IК, кА

τаэ, (1/рад)

ку, о.е.

iу, кА

ВК, кА2·с

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

115

-

4,81

-

-

13,8036

-

-

-

-

2

115

1,5444

8,086

8,2322

-

8,0653

0,0167

1,549

17,668

 45,535

3

 37

0,1599

6,7237

6,7256

56,8675

3,1762

0,1339

1,9281

 8,661

   7,062

4

 37

0,4569

7,3327

7,3469

-

2,9076

0,0511

1,8223

7,493

   5,918

5

10,5

0,0368

1,4174

1,4179

10,2675

4,2755

0,1227

1,9217

11,62

 12,796

6

10,5

0,0921

1,5616

1,5643

-

3,8753

0,054

1,831

10,035

 10,513

7

10,5

0,1553

1,5683

1,576

-

3,8465

0,0322

1,7328

 9,426

 10,357

8

 0,4

0,0002

0,0162

0,0162

9,625

14,2153

0,2296

1,9574

39,35

141,452

9

10,5

0,2007

1,5732

1,5860

-

3,8224

0,0250

1,6700

9,027

 10,228

10

 0,4

0,0003

0,0163

0,0163

9,625

14,208

0,1777

1,9453

39,0875

141,312

11

10,5

0,247

1,5781

1,5973

-

3,7952

0,0204

1,6118

8,6508

 10,082

12

 0,4

0,0004

0,0163

0,0163

9,625

14,2008

0,1445

1,9331

38,8229

141,164

Продолжение табл.10.1.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

13

10,5

0,3484

1,589

1,6267

-

3,7266

0,0145

1,5023

7,9176

   9,722

14

 0,4

0,0005

0,0473

0,0473

31,0078

4,8816

0,298

1,967

13,5793

 16,681

15

10,5

0,1829

1,5713

1,5819

-

3,8322

0,0274

1,6939

9,1801

10,28

16

 0,4

0,0003

0,0203

0,0203

12,4031

11,3864

0,2434

1,9597

31,5574

 90,755

17

10,5

0,1909

1,5721

1,5837

-

3,8279

0,0262

1,683

9,1109

 10,257

18

 0,4

0,0003

0,0203

0,0203

12,4031

11,3856

0,2332

1,958

31,5275

 90,743

  1.  Расчёт для минимального режима, производится аналогично, данные расчёта приведены в таблице 10.2:

Таблица 10.2

Расчет токов короткого замыкания, для минимального режима

Исходные данные

Расчетные данные

Точка КЗ

Uн, кВ

R, Ом

Х, Ом

Z, Ом

ХТ, Ом

IК, кА

τаэ, (1/рад)

ку, о.е.

iу, кА

ВК, кА2·с

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

115

-

10,63

-

-

6,25

-

-

-

-

2

115

1,5444

13,91

13,992

-

4,75

0,0287

1,706

11,4462

 15,763

3

37

0,1599

7,33

7,328

56,87

2,92

0,1459

1,934

7,9722

   5,949

4

37

0,4569

7,94

7,948

-

2,69

0,0553

1,835

6,9731

   5,056

5

10,5

0,0368

1,47

1,466

10,27

4,13

0,1269

1,924

11,2499

 11,964

6

10,5

0,0921

1,61

1,613

-

3,76

0,056

1,836

9,7579

   9,891

7

10,5

0,1553

1,62

1,624

-

3,73

0,0332

1,74

9,182

 9,75

8

0,4

0,0002

0,02

0,016

9,63

14,15

0,2306

1,958

39,18

140,234

9

10,5

0,2007

1,62

1,634

-

3,71

0,0257

1,678

8,8038

  9,634

10

0,4

0,0003

0,02

0,016

9,63

14,15

0,1785

1,946

38,9235

140,095

11

10,5

0,247

1,63

1,645

-

3,69

0,0210

1,621

8,4457

  9,503

12

0,4

0,0004

0,02

0,016

9,63

14,14

0,1451

1,933

38,6611

139,949

13

10,5

0,3484

1,64

1,674

-

3,62

0,0150

1,513

7,7464

   9,179

14

0,4

0,0005

0,05

0,047

31,01

4,87

0,298

1,967

13,5594

 16,631

15

10,5

0,1829

1,62

1,63

-

3,72

0,0282

1,702

8,9488

   9,681

16

0,4

0,0003

0,02

0,02

12,4

11,34

0,2442

1,96

31,4504

 90,129

17

10,5

0,1909

1,621

1,632

-

3,715

0,0270

1,691

8,8831

 9,66

Продолжение табл.10.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

18

0,4

0,0003

0,021

0,02

12,4

11,35

0,2340

1,958

31,4207

 90,116


11. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

В данном разделе произведем выбор выключателей, трансформаторов тока и напряжения, шин, изоляторов, выключателей нагрузки, предохранителей, автоматических выключателей. Выбор электрооборудования произведем на основе расчетов токов КЗ.

На ГПП завода реализована схема без выключателей нагрузки на высокой стороне, т.е применяются короткозамыкатели, разъединители и отделители на стороне ВН 115 кВ. При срабатывании релейной защиты, включаются короткозамыкатели, создаётся искусственное короткое замыкание. Затем, срабатывает релейная защита на подстанции «Районная», от которой завод питается, и линия на которой произошло КЗ (РА-161 или РА-162), обесточивается. После чего у электроприёмников которые подключены к тому же РП что и линии РА-161 и РА-162, срабатывает АПВ.

 

11.1 Выбор разъединителей, отделителей

короткозамыкателей и заземлителей

Выбор и проверку электрооборудования произведём в виде таблиц.

Разъединители наружной установки – имеют ручной рычажный привод ПР-3, ПР-10 и двигательный ПНД-1.

Разъединители выполняют:

а) включение и отключение нейтрали трансформаторов и дугогасящих катушек при отсутствии в сети замыканий на землю; б) включение и отключение зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей конденсаторов).

Допускаются отключение и включение трёхполюсными разъединителями наружной установки 10 кВ и ниже нагрузочного тока до 15 А.

Включение и отключение отделителями и разъединителями намагничивающего тока трансформатора, к нейтрали которого подключена дугогасящая катушка, должны выполняться лишь после отключения последней.

Включение и отключение отделителями и разъединителями намагничивающего тока трансформаторов 115-231 кВ должны проводиться при заземлённой нейтрали.

Разъединители РЛН-110/600 и РЛН-35/600 и отделители ОД-220, оборудованные дутьевыми приставками, могут отключать соответственно 80,50 и 100 А /см. 18, стр.281,282/.

Выбор разъединителей и отделителей производим по следующим условиям:

  1.  Номинальное напряжение разъединителя
  2.  

Uном > Uном.сети ;                    (11.1)

где Uном.сети – номинальное напряжение сети.

  1.  Номинальный ток разъединителя:

Iном > Iном.расч;                    (11.2)

где  Iном.расч – наибольший ток нагрузки установки.

  1.  Ток динамической стойкости разъединителя (мгновенное значение)

iдин > iуд;                     (11.3)

где  iуд – ударный ток КЗ установки (мгновенное значение тока).

  1.  Ток термической стойкости разъединителя Iт (действующее значение) в течение времени термической стойкости tт должен удовлетворять неравенству:

,                    (11.4)

где  - действующее значение тока КЗ; - время его протекания.

Аналогично проверяется термическая стойкость заземляющих ножей.

Произведем выбор разъединителей для линий РА-161 и РА-162 (подстанция «Районная» - ГПП) со следующими параметрами (расчёт произведём для параметров максимального режима):

Uсети=115 кВ; Iном.расч=145 А – наибольшее расчётное значение тока нагрузки на ГПП при переводе питания на один трансформатор с учётом предельного коэффициента загрузки для трансформаторов ГПП (); IК(3)=8,0653 кА; iуд=17,6676 кА; Bк=45,5349 кА2·с.

По /2, стр. 310/ выбираем разъединители РНД (З)-110/1000 с параметрами: Uном= 115 кВ; iдин =80 кА; Iном= 1000 А; Iт.нож.= 31,5 кА; tт.нож.= 3 с; Iт.заз.= 31,5 кА; tт.заз.= 1 с.

1). Проверяем разъединители по номинальному напряжению, по выражению 11.1:

115 кВ > 115 кВ.

2). Проверяем разъединители по номинальному току, по выражению 11.2:

1000 А. > 145 А.  

3). Проверяем разъединители по току динамической стойкости (мгновенное значение), по выражению 11.3.:

80 кА > 17,6676 кА.

4) Проверяем разъединители по току термической стойкости Iт в течение времени термической стойкости tт (мгновенное значение), по выражению 11.4:

. – для главных ножей.

. – для заземляющих ножей.

Все условия выполняются.

Аналогично производим выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей и заземлителей для остальных линий. Выбор представлен в таблице 11.1.

Таблица 11.1.

Выбор коммутационных аппаратов

11.2. Выбор высоковольтных выключателей

Выключатель является основным коммутационным аппаратом и служит для отключения и включения цепей в различных режимах работы. Выключатели должны надежно отключать любые токи нормального режима и токи КЗ.

Выбор выключателей производим по следующим условиям:

По допустимому напряжению:

UсетиUном;                      (11.5)

По длительному току:

Iном.рIном.отк ;                     (11.6)

Проверку на электродинамическую стойкость при токах КЗ проверяем по условиям:

IК(3)Iдин.вкл                     (11.7)

iудiвкл ;                    (11.8)

Произведем выбор выключателя для линии W-303 (ГПП-ОРУ 35/10кВ) со следующими параметрами:

Uсети= 37,5 кВ; Iном.р= 116 А; IК(3)= 3,18 кА; iуд= 8,66 кА; Iав.р= 231 А.

По /2, стр. 304/ выбираем выключатель ВТД-35-800-12,5 с параметрами: Uном= 37,5 кВ; Iотк.ном= 12,5 кА; Iном= 800 А; Iдин.вкл= 31 кА; tоткл= 0,15 с; iвкл= 12,5 кА.

Проверяем выключатель на отключающую способность:

Iав.рIотк.ном ;                    (11.9)

где Iав.р - номинальный рабочий ток в аварийном режиме, кА.

По формуле (11.9) проверяем:

0,231 кА ≤ 12,5 кА.

Проверяем выключатель по полному току отключения:

                    (11.10)

где  iаτ - апериодическая составляющая тока КЗ в произвольный момент времени, кА.

                   (11.11)

где  Та - время затухания апериодической составляющей, с.

Та найдем по следующей формуле:

                   (11.12)

где  х - реактивное сопротивление линии, Ом;

 r - активное сопротивление линии, Ом;

ω – частота, Гц.

По формуле (11.12) найдем:

с.

По формуле (11.11) найдем:

кА.

По условию (11.10) проверяем:

4,064 кА < 17,678 кА.

По (11.7.) и (11.8.) проверяем выключатель на электродинамическую стойкость:

3,18 кА < 31 кА;

8,66 кА < 12,5 кА

На термическую стойкость выключатель проверяем по тепловому импульсу:

;                     (11.13)

где = 12,5 кА - ток термической стойкости;

 tт =3 с - допустимое время отключения.

По условию (11.13) проверяем:

 

 6,053 кА2·с < 469 кА2·с.

Все условия выполняются.

Аналогично производим выбор выключателей для остальных кабальных линий. Выбор представлен в таблице 11.2.

Таблица 11.2.

Выбор выключателей

11.3 Выбор измерительных трансформаторов тока

Измерительные трансформаторы тока (ИТТ) предназначены для измерения первичных токов по значениям вторичных, которые наиболее удобны для подключения измерительных приборов, устройств релейной защиты и автоматики.

Произведем выбор ИТТ по условиям:

UсетиUном;                    (11.14)

Iраб.maxI1ном ;                    (11.15)

где  I1ном - номинальный первичный ток, А.

Проверяем по условию динамической и термической стойкости:

;                    (11.16)

где  - коэффициент электродинамической стойкости, о.е.; - амплитуда ударного тока короткого замыкания сети, кА; - действующее значение номинального первичного тока, кА.

;                    (11.17)

 - коэффициент термической стойкости, равный  при времени стойкости .

Проверяем по условию нагрузки ИТТ: Z2Z

где  Z2 - расчетная нагрузка, Ом. Состоит из сопротивлений приборов, проводов, переходного сопротивления контактов.

 Z - номинальная нагрузка, Ом.

Для того чтобы трансформатор работал в выбранном классе напряжения нужно выполнить условие:

rприб + rпр + rкZ ;                    (11.18)

Сопротивление приборов определяется по формуле:

                   (11.19)

где  Sприб - мощность потребления приборов наиболее загруженной фазы, В·А;

= 5 А - номинальный вторичный ток ИТТ, А.

Данные расчета мощности приборов занесены в таблицу 11.2.

Таблица 11.2.

Расчет мощности приборов

Наименование и тип прибора

Мощность по фазам

А

В

С

1

2

3

4

Амперметр М4262

0,5

0,5

0,5

Ваттметр Д365

0,5

-

0,7

1

2

3

4

Счетчик реактивной энергии СР4У-И673М

2,5

-

2,6

Счетчик активной энергии СА4У-510

2,2

-

2,0

Общая по фазам

5,7

0,5

5,8

По формуле (11.19) определим:

Ом.

Переходное сопротивление контактов rк = 0,1 Ом при числе приборов больше трех.

Ориентировочно принимаем, Z = 1,2 Ом - номинальная нагрузка, Ом.

Допустимое сопротивление проводов rпр находим по (11.18):

rпр = 1,2 – 0,232 – 0,1 = 0,868 Ом.

Сечении провода при rпр определим по формуле:

;                      (11.20)

где  lp=20 (м) - расчетная длина, зависящая от схемы соединения ИТТ, м;

ρ = 0,028  - удельное сопротивление алюминия.

По формуле (11.20.) находим:

мм2.

Принимаем сечение провода 2,5 мм2 , т.к. оно является минимальным по условию механической прочности для алюминиевых проводов /2, стр.323/, тогда:

;                    (11.21)

По формуле (11.21) находим:

Ом.

По условию (11.18) проверяем:

0,232 + 0,224 + 0,1 ≤ 1,2.

0,556 Ом < 1,2 Ом.

По /2, стр. 323/, для ТП63 (Iмакс.раб=30,473 А; IК(3)=3,83 кА; iуд=9,11 кА; Bк=8,79 кА2·с) выбираем ИТТ типа:

ТПЛ-10 с параметрами:

Uном = 10,5 кВ; I1ном = 50 А; IТ = 45 кА; tт = 3 с; номинальная вторичная нагрузка, измерительной обмотки: ;

По условиям (11.14), (11.15), (11.16), (11.17) проверяем выбор ИТТ:

10,5 кВ = 10,5 кВ;

30,473 А < 50 А;

;

8,79 кА2·с < 452·3 кА2·с;

8,79 кА2·с < 6075 кА2·с.

Трансформатор тока удовлетворяет всем условиям.

Проверим , принятое и фактическое значения совпадают.

Выбор остальных ИТТ производится аналогично. Результаты выбора сведены в таблицу 11.3.

Таблица 11.4.

Выбор измерительных трансформаторов тока

Участок сети

Расчетные данные

Параметры трансформаторов

UС, кВ

Iр.max

ВК, кА2·с

Тип ИТТ

UН, кВ

I1ном, А

tт,    с

IТ, кА

S2ном, В·А

Kдин, о.е.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ГПП W(115кВ)

115

145

39

ТВТ-110

115

300

3

20

50

-

ГПП W(37кВ)

37

231

6,05

ТВТ-35

37

600

3

28

40

-

ОРУ 35/10кВ

37

231

5,07

ТВТ-35

37

600

3

28

40

-

ОРУ 35/10кВ

10,5

808

11

ТПЛК-10

10,5

1000

3

47

10

74,5 (kА)

РП (п/ст-1)

10,5

218

9,01

ТПЛ-10

10,5

300

3

45

30

175

КТП1А, КТП2А

10,5

98,8

8,88

ТПЛ-10

10,5

150

3

45

30

250

КТП3А на вводе РП

10,5

45,5

8,64

ТПЛ-10

10,5

75

3

45

30

250

ТП52 на вводе РП

10,5

12,8

8,33

ТПЛ-10

10,5

30

3

45

30

250

ТП64 на вводе РП

10,5

30,3

8,81

ТПЛ-10

10,5

150

3

45

30

250

ТП63 на вводе РП

10,5

30,5

8,79

ТПЛ-10

10,5

50

3

45

30

250

11.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для уменьшения первичных напряжений до значений наиболее удобных для подключения измерительных приборов, устройств релейной защиты и автоматики.

В моей схеме всего четыре точки учёта потребления электроэнергии, следовательно, 4 места установки трансформаторов напряжения:

1). ГПП (ввода линий 115 кВ РА-161 и РА-162).

2). ГПП (вывода трансформаторов ТДТН-25000/110).

3) Шины ОРУ 37,5/10,5 кВ (ЗРУ-10,5 кВ (п/ст-2)).

4) Шины РП-10,5 кВ (п/ст-1).

Расчёта последней точки не требуется т.к., на ОРУ-37,5/10,5 кВ и РП-10,5 кВ одинаковые классы напряжения, кроме того, на обеих точках используется одинаковое количество подключенных приборов ( на всех точках используются приборы одних и тех же типов и марок) к трансформаторам напряжения.

Следует учесть, что на каждой секции шин стоит по одному трансформатору напряжения.

ТН выбираем по следующим условиям:

UсетиU1ном ;                     (11.22)

где  U1ном - номинальное напряжение первичной обмотки, В.

S2расчS2ном ;                    (11.23)

где  S2расч - расчетная мощность потребления вторичной цепью, В·А;

 S2ном - номинальная мощность вторичной цепи ТН, В·А.

Расчет нагрузки ТН произведен в таблице 11.5.

Таблица 11.5.

Расчет нагрузки трансформаторов напряжения

1). Суммарная мощность нагрузки (точка 1) составляет:

, В·А.

По /2, стр. 335/ выбираем ТН марки НКФ-110-57 с параметрами:

U1ном =  кВ; S2ном = 400 В·А для класса точности 0,5, необходимого для работы счётчиков.

По условиям (11.22) и (11.23) проверяем:

115 кВ < 115 кВ ;

28,425 В·А < 400 В·А.

Выбранный ТН удовлетворяет всем условиям.

2). Суммарная мощность нагрузки (точка 2) составляет:

В·А.

По /2, стр. 335/ выбираем ТН марки 3·ЗНОМ-35-65 с параметрами:

U1ном = 10,5 кВ; S2ном = 150 В·А для класса точности 0,5, необходимого для работы счётчиков.

По условиям (11.22.) и (11.23.) проверяем:

37 кВ < 37 кВ.

26,627 В·А < 150 В·А.

Выбранный ТН удовлетворяет всем условиям.

3). Суммарная мощность нагрузки (точки 3 и 4) составляет:

·А).

По /2, стр. 335/ выбираем ТН марки НТМИ-10-66 с параметрами:

U1ном = 10,5 (кВ); S2ном = 120 (В·А) для класса точности 0,5, необходимого для работы счётчиков.

По условиям (11.22) и (11.23) проверяем:

10 кВ < 10 кВ ;

62,528 В·А < 120 В·А.

Выбранный ТН удовлетворяет всем условиям.

11.5. Выбор высоковольтных предохранителей

Предохранители для трансформаторов, ТП выбираем по условиям:

UномUсети;                   (11.24)

Iном.прIр.max ;                    (11.25)

Iоткл.номIКmax ;                    (11.26)

Iвст.номIр.max;                     (11.27)

1). Расчетные параметры: Uсети = 10,5 кВ; Iр.max.КТП1 = 48,65 А; IКmax = 3,85 кА.

По /2, стр. 311/ выбираем предохранитель типа: ПКТ102-10-50-12,5 УЗ с параметрами: Uном = 10,5 кВ; Iном.пр = 50 А ; Iоткл.ном = 12,5 кА ; Iвст.ном = 50 А.

По условиям (11.24), (11.25), (11.26) и (11.27) проверяем:

10,5 кВ = 10,5 кВ;

50 А > 48,65 А;

12,5 кА > 3,85 кА;

50 А > 48,65 А.

Выбранный предохранитель удовлетворяет всем условиям.

2). Расчетные параметры: Uсети = 10,5 кВ; Iр.max.КТП2 = 50,097 А; IКmax = 3,82 кА.

По /2, стр. 311/ выбираем предохранитель типа: ПКТ103-10-80-20 УЗ с параметрами: Uном = 10,5 кВ; Iном.пр = 80 А ; Iоткл.ном = 20 кА; Iвст.ном = 80 А.

По условиям (11.24), (11.25), (11.26) и (11.27) проверяем:

10,5 кВ = 10,5 кВ;

80 А > 50,097 А;

20 кА > 3,82 кА ;

80 А > 50,097 А.

Выбранный предохранитель удовлетворяет всем условиям.

11.6 Выбор шин

При выборе шин учитывается два фактора: нагрев проводника длительным рабочим током и требование экономичности установки. По условиям рабочего режима определяются две площади сечения проводников: Sэк , при которой обеспечивается минимум суммарных эксплуатационных расходов; Sдоп , при которой температура проводника не превышает допустимой при длительной работе.

Сечение Sэк считается по формуле:

                   (11.28)

где  Sтр - номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

 jэ - экономическая плотность тока, А/мм2. Из /18, стр.418/ по таблице 3.205 для алюминиевых шин jэ = 1,1 А/мм2.

 Uнн - напряжение низкой стороны трансформатора, кВ;

Тогда по формуле (11.28) для ТП63 имеем:

мм2.

Сечение Sдоп выбираем из условия:

IдопIраб.max ;                     (11.29)

где  Iраб.max = Iном.тр - максимальный рабочий ток трансформатора, А. Для ТП63 Iном.трНН = 0,8 кА.

По /17/ выбираем алюминиевые шины АД0 сечением 8х60 мм2, Iдоп = 1,025 кА при одной полосе на фазу S = 480 мм2.

По условию 11.29 проверяем:

1,025 кА > 0,8 кА.

Выбранные шины подходят по всем условиям.

Выбор шин для остальных подстанций производится аналогично. Выбор не производится для КТП-1А, КТП-2А, КТП-3А, т.к. шины входят в комплект поставки. Результаты выбора сведены в таблицу 11.6.

Таблица 11.6.

Выбор шин для подстанций

Исходные данные

Рассчётные данные

Uном,  кВ

Iном.расч, А

Sтр.ном, кВ·А

Jэк, А/мм2.

Sэк, мм2.

Марка шин

Количество полос на фазу, шт.

iдоп_шин, кА

Iдоп_шин > Iраб.макс.

Участок сети

ОРУ 35/10кВ (ЗРУ-10,5 (п/ст-2))

10,5

808

10000

1,1

500

АД0-6×80

1

1,125

1,125 > 808

ТП-52

0,4

337,05

160

1,1

210

АД0-5×40

1

0,54

0,54 > 337,05

ТП-64

0,4

796,5

400

1,1

525

АД0-6×80

1

1,125

1,125 > 796,5

ТП-63

0,4

800

400

1,1

525

АД0-6×80

1

1,125

1,125 > 800

11.7. Выбор изоляторов свыше тысячи вольт

Выбор изоляторов производим по условиям:

UсетиUиз;                     (11.30)

≤ 0,6 · Fр.min ;                     (11.31)

где  Fр.min - минимальная разрушающая сила на изгиб изолятора, Н·м.

- расчетная разрушающая сила изолятора, Н·м, находится по следующей формуле:

                  (11.32)

где  кп - поправочный коэффициент, о.е.

а - расстояние между осями смежных фаз, м;

 l - расстояние между изоляторами, м.

1) Выберем герметичный маслонаполненный ввод для трансформаторов ГПП. Маслонаполненный ввод трансформатора проверяется только по выражениям 11.29 и 11.30, т.к. он может выдерживать ток термической стойкости продолжительностью 2с, превышающий в 25 раз значение номинального тока, и ток динамической стойкости, амплитуда которого в 62,5 раза выше номинального.

По выражениям 11.29 и 11.30 выберем :

В данной точке: (Iмакс.раб=145 А; IК(3)=8,07 кА; iуд=17,67 кА; Bк=39,03 кА2·с).

Выбираем по /2, стр.70/ герметичный маслонаполненный ввод для трансформатора наружной установки на напряжение 115 кВ с усиленной изоляцией, с допустимым углом наклона к вертикали в 45 градусов, на номинальный ток 630 А. Тип ввода, ГМТБ-45-110/630 УХЛ, Т1.

По условиям 11.29 и 11.30 проверяем:

630 А > 145 А.

115 кВ = 115 кВ.

Выбранный ввод подходит по всем условиям.

2) Выберем опорно-стержневые изоляторы для наружной установки, для ГПП, на напряжение 37 кВ, идущие от трансформаторов до ОРУ-35 кВ на ГПП.

По выражению (11.32.) найдём расчётную разрушающую силу изолятора, Н·м:

В данной точке (ГПП шины 37,5 кВ): (IК(3)=3,18 кА; iуд=8,66 кА; Bк=6,053 кА2·с).

.

Выбираем по /2, стр.284/ опорно-стержневые изоляторы наружной установки на напряжение 10,5 кВ типа С4-200 I УХЛ, T1 с параметрами: Fр.min= 4 кН; максимальный диаметр изоляционной части Hиз = 210 мм.

По условиям 11.30 и 11.31 проверяем:

37,5 кВ < 37,5 кВ;

173,22 Н·м < 0,6 · 4 кН·м;

173,22 Н·м < 2,4 кН·м.

Выбранные изоляторы подходят по всем условиям.

На остальных подстанциях также используются опорно-стержневые изоляторы.

Выбор изоляторов для остальных подстанций и РП производится аналогично. Результаты выбора сведены в таблицу 11.7.

Таблица 11.5.

Выбор изоляторов для подстанций и распределительных пунктов, расчётной схемы


12. РЕКОНСТРУКЦИЯ СЕТИ НИЗКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО ЦЕХА

Электроснабжение цеховых сетей может осуществляться по трем схемам: радиальной, магистральной и смешанной. В зависимости от принятой схемы электроснабжения и условий окружающей среды, цеховые электрические сети выполняются шинопроводами, кабельными линиями и проводами.

12.1 Выбор предохранителей

Прежде чем начать расчет двух вариантов цехового электроснабжения, составим ведомость электроприемников механико-заготовительного цеха и выберем предохранители для защиты данных приемников.

Выбор предохранителя производится по условиям:

Uном Uс;                  (12.1)

Iном.вст .≥;                   (12.2)

Iп Iр;                   (12.3)

Iв Iр ;                    (12.4)

Выберем предохранитель для электроприемника (ЭП) В-1 (вентиляторная установка).

Расчетный ток (ЭП) определяется по формуле:

                   (12.5)

где  Рн - номинальная мощность ЭП, кВт, (смотреть выше раздел 1 табл. 1.8);

ηн - КПД, о.е., (смотреть выше, раздел 1 табл. 1.8).

По формуле (12.5) находим:

.

Определим пиковый ток ЭП:

Iпик = Кп · Iр ;                    (12.6)

где  Кп - коэффициент пуска, о.е., (смотреть выше раздел 1 табл. 1.8).

По формуле (12.6) находим:

Iпик = 7,5 16,28 = 122,1 А.

Находим расчетный ток плавкой вставки:

;                    (12.7)

где кпер - коэффициент, учитывающий условия пуска, о.е., (смотреть выше, раздел 1 табл. 1.8.).

По формуле (12.7) находим:

.

По /19, стр.123/ выбираем предохранитель типа ПН2-100 с параметрами: Uн = 380 В;

Iп = 100 А; Iном.вст = 50 А, что удовлетворяет условию 12.1.

Выбор предохранителей для других ЭП аналогичен. Данные сведены в таблицу 12.1.

Таблица 12.1.

Выбор низковольтных предохранителей

Проектные данные

Расчетные данные

Наименование

n

Рн,

кВт

КИ

cosφ

кn, о.е.

η,

%

кпер, о.е.

Iр,

А

Iпик,

А

Iвст,

А

Марка

Iпатр.,

А

Iвст,

А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1,2

Пескоструйная камера (Освещение) + Наждак

1

   3,3

0,258

0,748

6,5

80

2,5

    8,4

55

22

НПН2-60

60

25

3

Селитровая ванна

3

 28

0,95

1

1,3

97

2,5

  44

57

23

НПН2-60

60

25


Продолжение табл.12.1.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

4

Камерная электрическая печь СНО 4.80.6/10

1

 44

0,95

1

3

97

2,5

  69

207

83

ПН2-100

100

100

В-1

Вентиляторная установка

1

   7,5

0,65

0,8

7,5

88