Проектування системи електропостачання машинобудівного заводу

0,681

0,0210-3

Відключення секції 3(5) незалежно від збереження живлення 4(6) секції

0,202

0,797

0,817

0,01810-3

Відключення секції 4(6) незалежно від збереження живлення 3(5) секції

0,202

0,797

0,817

0,01810-3

Відключення секцій 3 і 4 (5 і 6) одночасно

0,0095

7,499

0,991

0,00810-3

Будь-яке порушення ЕС

0,394

0,631

0,674

0,02810-3

Таким чином, видно, що ймовірність безвідмовної роботи для схеми з вимикачами (мал. 7,б) більше, а коефіцієнт простою менше, ніж для схеми з роз'єднувачами на високій стороні підстанції (мал. 7,а) для всіх вищерозглянутих випадків порушення електропостачання.

Отже, розрахувавши параметри надійності розглянутих схем, можна визначити середньорічний очікуваний збиток від перерв електропостачання, що входить у формулу річних наведених витрат.

4.2.2 Середньорічний очікуваний збиток

Як ми вже відзначали, середньорічний очікуваний збиток УСГ (руб./рік) від порушення електропостачання технологічних установок визначається з використанням отриманих у результаті розрахунку надійності СЕС середніх значень параметра потоку відмов і часу відновлення електропостачання для повних і часткових відмов.

Для схеми (мал. 7,а) беруть наступні значення середнього параметра потоку відмов і часу відновлення електропостачання для повних і часткових відмов розглянутої підстанції відповідно з табл. 11. Для даних значень і за графіком залежності повного збитку від середнього часу відновлення електропостачання (мал. 4), знаходять

Отже, середньорічний очікуваний збиток для схеми (мал. 7,а) по формулі (137), дорівнює:

Аналогічно, для схеми (мал. 7,б):

За графіком залежності повного збитку від середнього часу відновлення електропостачання (мал. 4):

Отже, середньорічний очікуваний збиток для схеми по формулі (137), дорівнює:

Таким чином, середньорічний очікуваний збиток УСГ від порушення електропостачання технологічних установок для схеми (мал. 7,б) менше, ніж для схеми (мал. 7,а).

4.2.3 Техніко-економічний розрахунок

Використовують ту ж методику, що й при визначенні раціональної напруги живлення. Знаходять наведені витрати для кожного варіанта схем розподільних пристроїв вищої напруги (рис 9, а,б).

При визначенні наведених витрат на спорудження розподільних пристроїв вищої напруги для кожного варіанта схем підсумовування виробляється по елементах схем (лініям, трансформаторам і т.д.). Варіант уважається оптимальним, якщо наведені витрати мінімальні. Якщо яка-небудь тридцятилітній цих витрат входить в усі порівнювані варіанти (величина постійна), вона може не враховуватися, тому що на вибір варіанта не впливає. У цьому випадку, не враховують наступні високовольтні вимикачі й роз'єднувачі підстанції системи; ВЛЕП, по якій здійснюється живлення заводу; силові трансформатори підстанції. Отже, капітальні витрати для схеми (рис 7,а) буде становити вартість роз'єднувачів QS5, QS6, а для схеми (мал. 7,б) - вартість роз'єднувачів QS1 - QS4 і вартість високовольтних вимикачів Q1 і Q2.

Нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень для нової техніки приймають рівним ЕН = 0,15 о.е./рік.

Сумарні витрати на амортизацію й обслуговування силового електротехнічного встаткування й розподільних пристроїв 35-150 кВ [8].

Сучасна вартість високовольтного встаткування була вже визначена при виборі раціональної напруги живлення. Вона склала для високовольтного повітряного вимикача ВВУ-110Б-40/2000В1 , а для високовольтного роз'єднувача РНД(З)-110(Б)(В)/1000В1(ХЛ)

Вартість втрат енергії сЕ в цьому випадку не враховують, тому що вона однакова для обох варіантів.

Звідси, з огляду на знайдені раніше значення середньорічного очікуваного збитку, розраховують наведені витрати для кожного варіанта схем розподільних пристроїв вищої напруги:

Таким чином, з погляду ТЕР схема з вимикачами на високій стороні підстанції (мал.7,б) є більше вигідної, чим схема з роз'єднувачами на високій стороні підстанції (мал.7,а), тому що наведені витрати для схеми (мал. 7,б) на менше, ніж для схеми (мал. 7,а).

Висновок

У результаті проведення техніко-економічного порівняння варіантів схем з урахуванням надійності електропостачання споживачів вибирається схема з вимикачами на високій стороні.

4.2.4 Вибір схеми розподільного пристрою нижчої напруги

З огляду на вибір силового трансформатора з розщепленою вторинною обмоткою потужністю 40 МВА із вторинною напругою 6-10 кВ, вибирають схему РУ НН. Перевага схеми полягає в тому, що вона дозволяє значно зменшити негативний вплив навантажень однієї галузі на якість напруги живлення навантажень іншої галузі.



Мал. 9 Схема РУ НН

5. Компенсація реактивної потужності

Розміщення компенсаційних пристроїв у мережі підприємства.

Для раціонального вибору потужності трансформаторів комплектних трансформаторних підстанцій необхідно врахувати скомпенсовану реактивну потужність, тобто реактивну потужність із урахуванням розміщення БСК по вузлах навантаження електричної мережі.

Визначимо потужність пристроїв, що компенсують:

33289,79-29958,23=3340,56 Вар;

Розподіл реактивної потужності по вузлах навантаження будемо робити методом пропорційно-реактивних навантажень вузлів. У цьому випадку величина потужності БСК QКi у кожному i-м вузлі навантаження буде дорівнює:

(138)

Qнагр i - реактивне навантаження в i - м вузлі

Qнагр - сума реактивних навантажень всіх вузлів, кВар.

Повна потужність, що доводиться на КТП із урахуванням компенсації реактивної потужності:

. (139)

Результати розрахунку розміщення БСК по вузлах навантаження електричної мережі зведемо в таблицю 12

Таблиця 12

6.1 Вибір числа, потужності трансформаторів цехових ТП

Число КТП і потужність трансформаторів на них визначається середньою потужністю (Sм) цеху, питомою щільністю навантаження й вимогами надійності електропостачання.

Якщо навантаження цеху (Sм) на напругу до 1000 У не перевищує 150 - 200 кВа, то в даному цеху ТП не передбачається, і ЕП цеху живляться із шин ТП найближчого цеху кабельними ЛЕП.

При визначенні потужності трансформаторів варто врахувати, що якщо Sуд не перевищує 0,2 (кВа/м2), те при будь-якій потужності цеху потужність трансформаторів не повинна бути більше 1000(кВа). Якщо Sуд перебуває в межах 0,2-0,3(кВа/м2) то одинична потужність трансформаторів приймається рівної 1600 (кВа). Якщо Sуд більше 0,3 (кВа/м2) то на ТП установлюються трансформатори 2500 (кВа).

Цехові трансформатори вибираються по Sсм із обліком Sуд _ питомої щільності навантаження.

Питома потужність цеху:

S/уд = S/м /F; (140)

де F_ площа цеху, м2.

Розрахунки на вибір числа й потужності трансформаторів цехів зведені в таблицю 13.

Таблиця №13

5.2 Вибір марки й перетину КЛЕП

5.2.1 КЛЕП напругою 6 кВ

Розподіл енергії на території підприємства здійснюємо кабельними лініями.

Дві трансформаторні підстанції зі споживачами 1 категорії живляться двома нитками КЛЕП за радіальною схемою. Так само за радіальною схемою живляться КТП із трансформаторами 2500 кВа.

Дві трансформаторні підстанції зі споживачами 2 і 3 категорії живляться двома нитками КЛЕП за магістральною схемою, а там де це неможливо через більші навантаження - за радіальною схемою.

Для визначення розрахункового навантаження кабельних ліній необхідно визначити втрати потужності в трансформаторах КТП (таблиця 12).

; (141)

де ДРхх _ втрати холостого ходу трансформатора, кВт.

ДРкз _ втрати короткого замикання в трансформаторах, кВт.

n _ число трансформаторів.

; (142)

де: Iхх _ струм холостого ходу трансформатора, %.

Uк _ напруга короткого замикання трансформатора, %.

Потім з урахуванням втрат потужності в трансформаторах перебуває розрахункова потужність, по якій вибирається перетин кабелів:

; (143)

Перебуває струм у нормальному режимі:

(144)

де: n _ число кабелів, що працюють у нормальному режимі;

Sр - потужність, передана кабелем.

Перебуває струм у після аварійному режимі:

. (145)

По таблиці 1.3.18 [1] вибирається найближчий стандартний перетин.

Вибір перетину КЛЕП виробляється відповідно до вимог ПУЕ з обліком нормальних і після аварійних режимів роботи електричної мережі.

При перевірці перетину кабелю за умовами після аварійного режиму для кабелів напругою до 10 кВ необхідно враховувати допускається в плин п'яти доби, на час ліквідації аварії, перевантаження залежно від виду ізоляції (при дипломному проектуванні можна прийняти для кабелів з паперовою ізоляцією перевантаження до 30% номінальної).

Тому припустима фотополяриметр навантаження кабелю при прокладці в землі в після аварійному режимі:

Iдоп.пара=1,3.Iдоп. (146)

Припустима фотополяриметр навантаження кабелю при прокладці в землі в нормальному режимі:

Iдоп.н.р.=Iдоп. (146)

Як приклад вибирається перетин кабельної лінії ПГВ-ТП 16:

Розрахункова потужність, по якій вибирається перетин кабелів:

Перебуває струм у нормальному режимі:

.

Перебуває струм у після аварійному режимі:

.

По таблиці 1.3.16 [1] вибирається найближчий стандартний перетин. Попередньо приймається кабель з алюмінієвими жилами марки АШв перетином F = 95мм2, Iдоп. = 225А.

Припустима фотополяриметр навантаження кабелю при прокладці в землі двох кабелів у нормальному режимі:

;

де До 1-поправочний коефіцієнт для кабелів залежно від питомого теплового опору землі (для нормального ґрунту К1=1);

До 2-поправочний коефіцієнт на кількість працюючих кабелів, що лежать поруч у землі;

- припустима фотополяриметр навантаження на жилу кабелю по таблиці 1.3.16 ПУЕ для струмопровідної жили перетином F = 95мм2 з паперовою ізоляцією.

Висновок

У результаті дипломного проектування була розроблена система електропостачання машинобудівного заводу. При розробці були враховані особливості технологічного процесу. На основі розрахункових навантажень заводу була побудована картограма електричних навантажень і визначений ЦЕН. З обліком ЦЕН було обране місце розташування ПГВ. У ході розробки системи живлення заводу було проведено техніко-економічне порівняння пристрою вищої напруги (УВН).

При розробки системи розподілу електроенергії було проведено техніко-економічне порівняння раціональної напруги заводу. У результаті прийнята раціональна напруга 6 кВ, були обрані число й потужності цехових ТП, спосіб каналізації електроенергії й перетини кабелів, струмопровід живильний РП. Зроблено техніко-економічний розрахунок.

На основі розрахунків струмів КЗ були обрані електричні апарати, струмоведучі частини, схеми.

Список літератури

1. Аракелов В.Е. Комплексна оптимізація енергоустановок промислових підприємств. - К., 2005

2. ДЕРЖСТАНДАРТ 14209-85. Трансформатори силові масляні загального призначення. Припустимі навантаження. - К., 2005

3. ДЕРЖСТАНДАРТ 27514-87. Короткі замикання в електроустановках. Методи розрахунку в електроустановках змінного струму напругою понад 1 кВ. - К., 2005

4. ДЕРЖСТАНДАРТ Р 50270-92. Короткі замикання в електроустановках. Методи розрахунку в електроустановках змінного струму напругою до 1 кВ. - К., 2006

5. Любушин Н.П., Лещева В.Б., Дьякова В.Г. Аналіз фінансово-економічної діяльності підприємства: Учеб. посібник для вузів / Під ред. проф. Н.П. Любушина. - К., 2005

6. Неклепаєв Б.Н., Гачків И.П. Електрична частина електростанцій і підстанцій: Довідкові матеріали для курсового й дипломного проектування. - К., 2005

7. Про оптимізацію систем промислового електропостачання. Полікарпов Е.А. // Промислова енергетика. 2001. N 8.

8. Посібник до курсового й дипломного проектування для електроенергетичних спеціальностей вузів: Учеб. посібник для студентів электроэнергет. спец. вузів, 2-е изд., перераб. і доп./ В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно й ін.; Під ред. В.М. Блок. - К., 2004.

9. Довідник по електропостачанню й електроустаткуванню: В 2 т. Т.2. Електроустаткування / Під ред. А.А. Федорова. - К., 2004

10. Федоров А.А., Каменева В.В. Основи електропостачання промислових підприємств: Підручник для вузів. - К., 2005

Размещено на Allbest.ru