Электрооборудование и электрохозяйство нефтеперерабатывающего завода

Определение расчетной нагрузки рассмотрим на примере нефтебазы №1.

Параметры цеха: Руст = 900 кВт; cos = 0,75; tg = 0,88; Kc = 0,7; 0=2,76 Вт/м2, тогда согласно (2.1) и (2.2) имеем

(кВт),

(кВар)

При расчёте осветительной нагрузки цеха (завода) используется метод коэффициента спроса. При этом предполагается, что силовые ЭП и освещение будут подключены к одним и тем же трансформаторам цеховых ТП. В этом случае расчетная мощность осветительной нагрузки будет определяться по формулам

, (2.3)

, (2.4)

где - удельная плотность осветительной нагрузки на 1 м2 полной площади, Вт/м2,

- площадь цеха (м2),

Kco - коэффициент спроса осветительной нагрузки

В качестве источников света используем люминесцентные лампы

Согласно (2.3) и (2.4) имеем

(кВт),

(кВар)

Суммарная активная, реактивная и полная нагрузки:

,(2.5)

,(2.6)

,(2.7)

Определяется по выражениям (2.5), (2.6) и (2.7)

(кВт),

(кВАр),

(кВА).

На данном этапе расчёта цеховые трансформаторы ещё не выбраны, поэтому при определении максимальной нагрузки цеха потери в трансформаторе вычисляются приближённо:

,(2.8)

,(2.9)

В выражениях (2.8) и (2.9) 0,02 и 0,1 - приблизительные коэффициенты, характерные потерям в цеховых трансформаторах , тогда потери мощности согласно этим выражениям.

(кВт),

(кВАр).

Расчетный максимум цеха определяется с учетом осветительной нагрузки и потерь в трансформаторе:

,(2.10)

,(2.11)

(2.12)

Используя выражения (2.10), (2.11) и (2.12) имеем

(кВт),

(кВАр),

(кВА).

Результаты расчета для всех цехов приведены в табл. 2.2

Определим мощность, требуемую на освещение территории завода (для освещения территории завода используются лампы ДРЛ):

(2.13)

,(2.14)

,(2.15)

Расчёт ведётся согласно выражениям (2.13), (2.14) и (2.15)

(м2),

(кВт),

(кВАр).

После нахождения расчетных максимумов всех цехов, определяем суммарные максимумы на 0,4 и 6 кВ, а после этого находим максимальную нагрузку завода в целом. Согласно [3] Кр.м. = 0,9

,(2.16)

,(2.17)

,(2.18)

(кВт),

( кВАр),

(кВА).

Для освещения помещений цехов применяются люминесцентные лампы и лампы ДРЛ, для наружного освещения территории завода - ДРЛ.

Площади цехов и лампы, применяемые для освещения цехов, приведены в табл. 2.3

Таблица 2.3 Типы ламп и площади цехов нефтеперерабатывающего завода

3. Расчет и выбор компенсирующих устройств

Мощность, которую может потреблять предприятие от энергосистемы, можно определить через нормативное значение коэффициента реактивной мощности tgцэ. Согласно [3] :

,(3.1)

Экономическая величина реактивной мощности в часы максимальных (активных) нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителя согласно выражению (3.1):

(кВАр)

Далее определяется мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить у потребителя:

,(3.2)

Согласно (3.2)

(кВАр)

Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 200 кВАр (это экономически нецелесообразно), а также в цехах электроприёмниками которых являются синхронные двигатели.

Определяем величину мощности БСК для производственного цеха №4 по формуле:

(3.3)

Согласно (3.3)

Величину мощности БСК для остальных цехов сводим в табл. 3.1

Таблица 3.1 - Выбор БСК на 0,4 кВ нефтеперерабатывающего завода

Так как по данным расчётам таблицы видно, что недокомпенсировали реактивную мощность за счёт того что на предприятие имеются электроприёмники 6кВ. Вследствии чего необходимо скомпенсировать её за счёт БСК 6кВ.

Таблица 3.2 - Выбор БСК на 6 кВ нефтеперерабатывающего завода

После выбора БСК производим проверку:

,(3.4)

Используя неравенство (3.4) имеем

>4700

Так как недокомпенсация не превышает 10 %, то считаем что выбор БСК произведён правильно.

Результаты окончательного расчета нагрузки завода с учетом установки БСК сведены в табл. 3.3

Таблица 3.3 - Расчётные данные цехов с учётом БСК

Находим максимальную нагрузку завода в целом с учетом выбранных компенсирующих устройств

,(3.5)

,(3.6)

. (3.7)

используя выражения (3.5), (3.6) и (3.7) имеем

(кВт),

( кВАр),

(кВА).

4. Выбор системы питания

Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена условно на две подсистемы (системы) - питания и распределения электроэнергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередач (ЛЭП) и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями электропередач соответствующего напряжения. Выбора системы питания будем проводить в следующей последовательности: определим ЦЭН, определим место расположения ППЭ.

4.1 Определение центра электрических загрузок

Расчет ЦЭН производится для определения мест расположения цеховых трансформаторных подстанций и пункта приема электрической энергии, а также для построения картограммы нагрузок.

Построение картограммы производится на основании результатов определения расчетных нагрузок цехов. Она строится из условия, что площади кругов в выбранном масштабе являются расчетными нагрузками цехов.

Площади кругов пропорциональны расчетным нагрузкам соответствующих цехов. Площадь сектора пропорциональна осветительной нагрузке цеха.

Радиус круга, характеризующий активную мощность цеха, определяется по формуле:

, (4.1.1)

где -активная мощность -ого цеха, - масштаб (m=1 кВт/мм2) .

Угол, характеризующий долю осветительной нагрузки относительно всей расчетной нагрузки цеха, определяется по формуле:

, (4.1.2)

где - активная мощность освещения -ого цеха.

Произведем расчет на примере производственного цеха №1, используя выражения (4.1.1) и (4.1.2)

(мм)

Результаты расчетов сведены в табл. 4.1

Таблица 4.1 Расчётные данные ЦЭН

Координаты ЦЭН находятся по формулам:

; (4.1.3)

; (4.1.4)

Координаты ЦЭН согласно (4.1.3) и (4.1.4):

(мм,)

(мм)

Картограмма нагрузок представлена на рис. 4.2

4.2 Выбор места расположения ППЭ

При выбора места расположения пункта приема электрической энергии используем два показателя оптимизации: показатель разброса, который приводит к уменьшению затрат на сооружение и эксплуатацию системы электроснабжения, и центр электрических нагрузок.

Разброс нагрузок приемников электрической энергии относительно источника питания, расположенного в ЦЭН, наименьший. Поэтому расположение ППЭ в ЦЭН является наивыгоднейшим по затратам.

Однако в данном конкретном случае установка ППЭ в ЦЭН не представляется возможной из за отсутствия свободной площади необходимой для размещения подстанции.

Устанавливаем ПГВ в стороне от ЦЭН, учитывая с какой стороны к заводу подводится питание.

Нагрузка 0.4 кВ

Нагрузка 6 кВ

Доля осветительной нагрузки

Рисунок 4.2 Картограмма нагрузок нефтеперерабатывающего завода

4.3 Выбор рационального напряжения питания

Выбор рационального напряжения питания производится на основе технико-экономического расчета.

4.3.1 Технико-экономический расчет

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты, т.е. такие, в которых потребитель получает необходимое количество электроэнергии заданного качества при заданной степени надежности. На первом этапе технико-экономического сравнения выбирают допустимые по техническим требованиям варианты, а на втором этапе - оптимальный вариант по технико-экономическим показателям.

Технико-экономическое сравнение является завершающим этапом приближённого расчета нескольких вариантов сети по схеме и по напряжению. Оно позволяет из технически равноценных вариантов определить наиболее экономичный.

Экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат (З, руб/год), вычисляемых по следующей формуле:

(4.3.1.1)

где - капитальные вложения, (руб.), необходимые для сооружения сети, предполагается, что строительство ее продолжается в течение одного года;

- ежегодные эксплуатационные расходы, (руб.), предполагаемые неизменными в течение всего рассматриваемого периода эксплуатации;

- нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, ;

- возможный ежегодный народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям из-за перерывов электроснабжения, руб.

Ущерб недоотпуска электроэнергии в связи с сложностью расчёта и отсутствием методики расчёта не учитываем.

Капиталовложения в каждом варианте сети можно разделить на капитальные затраты на сооружение линий (Кл), подстанций (Кп/ст)

(4.3.1.2)

-коэффициент индексации цен по отношению к уровню сметных цен на 01.01.1991г. согласно [15] .

Капитальные затраты учитывать не будем так как для обоих вариантов сравнения они являются одинаковыми.

Эти составляющие капитальных затрат с достаточной точностью можно определить с помощью укрупненных показателей стоимости (УПС) отдельных элементов электрической системы, составленных для средних условий строительства. Величина Кл определяется из выражения

(4.3.1.3)

где: - удельная стоимость одного километра линии;

, - длина линии;

n - количество линий проектируемой сети. Удельная стоимость одного километра линии зависит от номинального напряжения сети, вида и материала опор, сечений проводов и района по гололеду.

Капиталовложения в строительство подстанций включают стоимость силовых трансформаторов , стоимость ячеек закрытых распределительных устройств (ЗРУ) и открытых распределительных устройств (ОРУ), постоянные затраты на строительство подстанций ,

(4.3.1.4)

При учебном проектировании считаем, что на стороне низкого напряжения трансформаторов ППЭ схемы распределительных устройств одинаковы поэтому в расчёт из можно не применять.

Ежегодные эксплуатационные расходы (издержки) рассчитывают по формуле:

(4.3.1.5)

где: , - ежегодные эксплуатационные издержки на линии электропередачи и оборудование подстанций, руб;

- стоимость годовых потерь электроэнергии в рассматриваемом варианте сети.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети включают амортизационные отчисления (предназначены для капитального ремонта оборудования и сооружений и для полной замены основных фондов после их износа -) и расходы на обслуживание сети (текущий ремонт, зарплата персонала, общесетевые расходы-).

Амортизационные отчисления определяются для каждого года по сумме капиталовложений предшествующих лет. Ежегодные расходы на обслуживание электрических сетей могут приближенно быть оценены пропорционально стоимости основных фондов (капиталовложениям).

При учебном проектировании достаточно для определения ежегодных издержек пользоваться средними нормами затрат на обслуживание элементов электрических сетей, рекомендуемых для технико-экономических расчетов, а также суммарными ежегодными издержками, включающими амортизационные отчисления.

В этом случае издержки определяются по формулам:

; (4.3.1.6)

где , - средние нормы ежегодных затрат на амортизационные отчисления соответственно для линий и подстанций; , - средние нормы затрат на обслуживание линий и подстанций.

=

=

Тогда выражение (4.3.1.6) с учётом вышеприведённых измерений примет следующий вид

;

Издержки, связанные с потерями электроэнергии , определяется по формуле:

(4.3.1.7)

где: - удельные приведённые затраты на возмещение потерь электроэнергии;

- суммарные потери энергии.

Составляющую ущерба (У) в выражении (4.3.1.1) следует учитывать лишь при сопоставлении схем с различной степенью надежности. Величину ущерба можно определить по удельным показателям надежности основного оборудования сети.

Рекомендуется следующий порядок выполнения технико-экономических расчетов для вариантов с одинаковой надежностью электроснабжения.

1. Определяются капитальные вложения по всем вариантам. При этом одни и те же элементы, повторяющиеся во всех вариантах, можно не учитывать. Капитальные вложения подсчитываются по укрупненным показателям или по другим материалам, однако для сопоставимости затраты по всем вариантам должны определяться по одному источнику.

2. Определяются ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание сети по вариантам.

3. Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии.

4. Определяются приведенные затраты по каждому из сопоставляемых вариантов. Оптимальным по экономическим показателям является вариант, характеризующийся минимальными приведенными затратами.

Варианты, отличающиеся по приведенным затратам не более, чем на 5 %, считаются при сопоставлении отдельных объектов или небольших сетевых узлов равноэкономичными. Выбор рекомендуемого варианта из числа равноэкономичных производится на основе инженерной оценки их характеристик, которые практически сложно учесть в виде экономического эквивалента. Этими характеристиками являются перспективность схемы, удобство эксплуатации, дефицитность материалов и оборудования, серийность применяемого оборудования и т.п. Если рассматриваемые варианты сети имеют разные классы напряжений и их приведенные затраты отличаются не более чем на 15%, следует за основной принимать вариант с более высоким классом напряжения.

Определяем рациональное напряжение питания по формуле:

(4.3.1.8)

где Рз - значение расчетной нагрузки завода, МВт; L - расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

(кВ)

Рациональное значение напряжения находится между двумя стандартными значениями 110 кВ и 220 кВ. Технически осуществимы оба варианта, поэтому экономический расчет будет производиться для обоих значений напряжений.

Для обоих вариантов общими являются следующие условия:

Питание осуществляется по двухцепной линии от одного источника.

Воздушные линии длинной L = 5 км выполнены сталеаллюминиевыми проводами марки АС на железобетонных опорах.

Район по гололеду принимаем II.

Так как на предприятии имеются потребители 1 категории, распределительное устройство на стороне высокого напряжения примем по схеме 4Н:

Рисунок 4.3.1 Распределительное устройство на стороне высокого напряжения примем по схеме 4Н

Время использования максимальной нагрузки:

Тмах = 6981,5 (ч)

Время максимальных потерь

(4.3.1.9)

(ч)

Удельные приведённые затраты на возмещение потерь электроэнергии:

С=2,8 (руб/кВт ч).

Экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов jэк = 1 А/мм2 (при Тмах >5000 ч).

4.3.2 Расчет питающего напряжения 110 кВ

Питание электроэнергией предприятий и их отдельных объектов с электроприемниками I категории следует осуществлять не менее чем по двум цепям воздушных линий электропередачи, при этом применение двух одноцепных линий вместо одной двухцепной должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

На питающих линиях напряжением 110 кВ и выше применяются металлические опоры. Характеристика местности района проектирования исходными данными не определена, поэтому примем, что все линии выполнены на железобетонных опорах, а район по гололеду для заданного района проектирования - второй.

Определяем капитальные вложения по укрупненным показателям для первого варианта. В стоимость капитальных затрат включены капитальные вложения на сооружение воздушной линии электропередач, открытого распределительного устройства и силовых трансформаторов.

Рассчитаем потери в трансформаторе 110 кВ:

Предварительно намечаем к установке трансформатор мощностью 25000 кВА типа ТРДНС - 25000/35. Технические параметры: Sном=25 МВ•А; Uвн=36,75кВ; Uнн=6,3/10,5 кВ; Pхх=25 кВт; Pкз=115 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%;

Для определения капитальных вложений произведем расчет сечения линии.

Расчетный ток в час максимума энергосистемы определяем по формуле:

,(4.3.2.1)

 (А),

Ток послеаварийного режима питающей линии определяем по следующему выражению:

(4.3.2.2)

(А)

Сечение воздушной линии согласно считаем по формуле:

,(4.3.2.3)

где - экономическая плотность тока, А/мм2. Так как время Тмах >5000 ч, то для воздушной линии А/мм2.

(мм2).

По результатам расчетов выбираем провод сечением 120 мм2 :

АС-120/19

Укрупненные показатели стоимости сооружений линий, распределительных устройств и трансформаторов приведены в [8]. Согласно этим показателям стоимость линий за километр:

двухцепная линия АС-150 - 850 тыс. руб/км,

Тогда капитальные вложения на сооружение линии согласно (4.3.1.3)

(тыс.руб)

Выбираем схему ОРУ на стороне ВН: мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий (или трансформаторов).

Стоимость двух трансформаторов:

Ктр = 29000 = 18000 (тыс. руб)

Стоимость выбранной схемы ОРУ:

Кору = 15200 (тыс. руб)

Постоянная часть затрат по подстанции:

Кпост = 10000 (тыс. руб)

Стоимость выключателей:

Выбираем выключатели элегазовые марки ВГТ-110II-40/2500У1

Квыкл = 7300*2 = 14600 (тыс. руб). [2]

Согласно (4.3.1.4) имеем

(тыс.руб)

Капитальные вложения, необходимые для сооружения сети

(тыс.руб)

Издержки на эксплуатацию сети:

(тыс.руб),

(тыс.руб).

Суммарные потери энергии

(кВт),

(кВт·год ).

Издержки, связанные с потерями энергии:

(тыс. руб).

Итого, ежегодные издержки на эксплуатацию будут равны:

И110 =340 + 2890+3762,33=3762,33 (тыс. руб)

Приведенные затраты:

З110 = 0,15 66300 + 6992,33 = 16937,33 (тыс. руб)

4.3.3 Расчет питающего напряжения 220 кВ

Определяем капитальные вложения по укрупненным показателям для второго варианта.

Предварительно намечаем к установке трансформатор мощностью 25000 кВА типа ТРДН - 25000/220. Технические параметры: Sном=25 МВ•А; Uвн=230 кВ; Uнн=11 кВ; Pхх=45 кВт; Pкз=130 кВт; Uкз%=20%; Iх%=0,9%.

Для определения капитальных вложений произведем расчет сечения линии.

Ток нормального режима питающей линии работы в часы максимума энергосистемы определяем по выражению (4.3.2.1):

(А),

Ток послеаварийного режима определяем по выражению (4.3.2.2):

(А)

Сечение воздушной линии

(мм2).

Принимаем провод марки АС-240/32

Тогда капитальные вложения на сооружение линии согласно (4.3.1.3)

(тыс.руб)

Выбираем схему ОРУ на стороне ВН: мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий (или трансформаторов).

Стоимость двух трансформаторов:

Ктр = 212652 = 25250 (тыс. руб)

Стоимость выбранной схемы ОРУ:

Кору = 32800 (тыс. руб)

Постоянная часть затрат по подстанции:

Кпост = 16000 (тыс. руб)

Стоимость выключателей:

Квыкл = 215000 = 30000 (тыс. руб). [2]

Согласно (4.3.1.4) имеем

(тыс.руб)

Капитальные вложения, необходимые для сооружения сети

(тыс.руб)

Издержки на эксплуатацию сети:

(тыс.руб),

(тыс.руб).

Суммарные потери энергии

(кВт),

 (кВт·год ).

Издержки, связанные с потерями энергии:

(тыс. руб).

Итого, ежегодные издержки на эксплуатацию будут равны:

И220 =448 + 5202,5+1894,58 =7545,08 (тыс. руб)

Приведенные затраты:

З220 = 0,15 115250 + 7545,08= 24832,58 (тыс. руб)

Процентное соотношение затрат на 110 и 220 кВ:

;

Результаты расчетов для двух классов напряжений приведены в табл. 4.3.3

Таблица 4.3.3 Результаты ТЭР на 110 кВ и 220 кВ

Согласно технико-экономическому приведенные соотношение затрат меньше 15 ,и поэтому принимаем 110 кВ.

4.4 Выбор трансформаторов ППЭ

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Так как на предприятии имеются потребители 1-й категории, то устанавливаем двух трансформаторную подстанцию.

Выбор трансформаторов ППЭ производится согласно ГОСТу 14209 - 97. Мощность трансформаторов выбирают по суточному графику нагрузки предприятия, представленном на рис. 4.3.1, который построен по данным табл. 4.4 и проверяют на послеаварийную перегрузку. Данные табл. 4.4. получены согласно [13].

Годовой график нагрузки строится по суточным графикам нагрузок и является ступенчатым и упорядоченным, т.е.максимумы нагрузок располагаются в порядке убывания. Принимаем, что рабочих дней в году 249, а выходных 116. Длительность годовых максимумов нагрузки определяется длительностью суточных максимумов нагрузки с учётом выходного дня. По годовому графику нагрузки определяется число часов использования максимума нагрузки Тmax.

Таблица 4.4 Данные суточного графика электрической нагрузки

Рисунок 4.4.1 Суточный график нагрузок нефтеперерабатывающий завода активной и реактивной мощности, с учётом выходного дня.

По суточному графику нагрузки определим среднеквадратичную мощность:

, (4.4.1)

Согласно (4.4.1) имеем

Проведем предварительный выбор мощности трансформаторов, установленных на ППЭ согласно [1]

, (4.4.2)

(В•А.)

Так как на предприятии имеются потребители электроэнергии I и II категории, то на ППЭ необходимо установить 2 трансформатора.

Предварительно выберем трансформатор мощностью типа ТРДНС - 25000/110. Технические параметры: Sном=25 МВ•А; Uвн=115 кВ; Uнн=10,5 кВ; Pхх=25 кВт; Pкз=120 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%.

Проверим его на эксплуатационную перегрузку.

Для наглядного изображения строим график нагрузки рис. 4.4.2

Рисунок 4.4.2 Суточный график полной мощности завода

Коэффициент послеаварийной перегрузки:

(4.4.3)

Коэффициент предварительной загрузки согласно [1] определяется следующим выражением:

, (4.4.4)

Так как выполняется условие ;, то принимаем равным 0,9К2, тоесть

Из справочника(ГОСТ 14209,97) по таблице определяем К'2ГОСТ=1,09 (при температуре окружающей среды t=10oC, трансформатор с охлаждением OF).

,1,09<1,235, следовательно трансформатор мощностью 25000 кВ•А не проходит по перегрузке.

Предварительно выберем трансформатор мощностью типа ТРДН - 40000/110. Технические параметры: Sном=40 МВ•А; Uвн=115 кВ; Uнн=6,3/6,3 кВ; Pхх=36 кВт; Pкз=172 кВт; Uкз%=10,5%; Iх%=0,65%.

Проверим его на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки согласно [1] определяется следующим выражением:

,

.

Коэффициент послеаварийной перегрузки:

Выбираем трансформатор мощностью 40000 кВ•А проходит по перегрузке, принимаем его к установке.

При построение годового графика электрических нагрузок учтём следующее: выходных дней 116, рабочих 249

Рисунок 4.4.2 Годовой график нагрузки судоремонтного завода

Число часов использования максимума Тmax нагрузок определяется по следующему выражению:

, (4.4.5)

4.5 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения

Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций рекомендуется выполнять наиболее простыми.

Установка выключателей на стороне высшего напряжения обеспечивает высокую надёжность системы электроснабжения, их применение приводит к снижению экономических потерь раз при авариях и перерывах электроснабжения. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно меньше, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а так же предотвращается развитие аварий технологических установок.

Поэтому используется схема ПГВ с установкой выключателей на стороне высшего напряжения.

Рисунок 4.5.1 Мостик в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

4.5.1 Выбор сечения питающей ЛЭП

Питание из системы происходит по воздушной линии электропередач. Проведем выбор провода в следующей последовательности:

1. Определяем ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

Ток нормального режима питающей линии работы в часы максимума энергосистемы определяем по выражению (4.4.2.1):

(А)

Ток послеаварийного режима определяем по выражению (4.4.2.2):

(А)

2. Сечение провода рассчитываем по экономической плотности тока:

Экономическая плотность тока, при числе часов использования максимума нагрузки более 5000 часов в год для ВЛ - 1 А/мм2 согласно [5]

Сечение воздушной линии согласно [5]:

(мм2).

Стандартное сечение проводника .

Принимаем провод марки АС-120/19 (r0 = 0,249 Ом/км, x0 = 0,427 Ом/км) и выполняем ВЛ на опорах 110 кВ [8]. Допустимый ток АС-120/19 , Iдоп=390А (390>180,112) т.е.

По полученному сечению выбираем алюминиевый провод марки AC - 120/19 (по условиям короны).

3. Проверяем сечение провода по условию допустимого нагрева. Допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 120/19 мм2 равен 390 А, следовательно IПАР =191,18<Iд =390А. Сечение по данному условию проходит.

4. Проверяем сечение провода по падению напряжения в нормальном и послеаварийном режимах:

, (4.5.1)

Согласно [8] ?Uдоп% = 10% в нормальном и ?Uдоп% = 15% в послеаварийном режимах (в зависимости от возможности РПН ).

(4.5.2)

(4.5.3)

Используя выражения (4.5.1), (4.5.2) и (4.5.3) имеем

(Ом)

(Ом)

Падение напряжения в линии не превышает допустимого.

5. Проверка по условиям коронарного разряда

Проверку проводников воздушной линии электропередач по условиям коронного разряда на напряжение 110 кВ осуществляем по условию

FMIN110кВ ? 70мм2, в данном случае условие выполняется.

4.6 Выбор схем распределительных устройств низшего напряжения ППЭ

При выборе схемы подключений решающими являются мощность подстанции, определяющее число выводов и секций шин 6-10 кВ; наличие единичной мощности и напряжения крупных потребителей; мощность короткого замыкания на стороне 6-10 кВ, определяющая необходимость установки реакторов; характер нагрузок, определяющих подпитку места КЗ, и число секций на стороне 6-10 кВ.

Присоединение сборных шин (двух секций) к трансформатору с расщепленной обмоткой 6-10 кВ без реактирования отходящих линий выполняется так, что каждая секция присоединяется к одной ветви обмотки трансформатора 6-10 кВ. Преимущество схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви при резкопеременных графиках нагрузки, вызывающих колебания напряжения на шинах подстанции, или при вентильной нагрузке, искажающей форму кривой напряжения.

Рисунок 4.6.1 Две секционированные системы шин

5. Выбор системы распределения

5.1 Выбор напряжения распределения

Рациональное напряжение Uрац распределения электроэнергии выше 1000В на предприятии определяется на основании технико-экономического расчета и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности приемников электрической энергии напряжением 6 кВ, 10 кВ.

При выборе напряжения распределения пользуются следующими условиями. Если мощность ЭП 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10%, то напряжение распределения принимается равным 10 кВ а электроприемники на напряжение 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ. Если мощность электроприемников 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то Uрац распределения принимается равным 6 кВ. При других процентных соотношениях нагрузок выбор рационального напряжения следует осуществлять на основе экономического сравнения вариантов.

Доля нагрузки 6 кВ в общем по заводу определяется из выражения

,

Доля нагрузки 6кВ составляет приблизительно 40%, и в соответствии с тем, что технико-экономический расчёт уже был произведён с высокой стороны, и по согласованию с руководителем дипломного проекта принимаем напряжение распределения равным 6кВ.

5.2 Выбор числа РП 6 кВ, ТП 6/0,4 кВ и мест их расположения

В целях экономии кабеля цеха , склад (0,4 кВ - синхронные двигатели) предполагается запитывать от распределительного пункта (РП).

Координаты ЦЭН РП для этих цехов согласно (4.1.3) и (4.1.4):

(м,)

(м.)

Согласно расчётам устанавливаем РП рядом с цехами №19 и №20.

При решении вопроса о типе, конструктивном исполнении и месте расположения цеховой подстанции необходимо принимать во внимание следующие положения:

а) стремиться к созданию внутренних цеховых подстанций и желательно встроенных в цех, ибо при этом уменьшаются затраты на строительные работы, и архитектурное выполнение здания получается наиболее удачным. При невозможности обеспечить применение встроенной подстанции, желательно (как следующий вариант) рассматривать пристроенные (около стен цеха) трансформаторные подстанции;

б) стоящие отдельно подстанции применять только в тех случаях, когда:

-от данной подстанции питается несколько цехов и ни один из них не может служить местом целесообразного размещения в нем этой подстанции;

-размещение подстанции внутри или около цеха недопустимо по соображениям пожаро- и взрывобезопасности;

-размещение подстанции внутри или около цеха нецелесообразно или недопустимо из-за воздействия на её оборудование химических веществ.

Будем устанавливать комплектные трансформаторные подстанции (КТП) и располагать их, по возможности, встроенными в цех. ТП с электрооборудованием общего назначения (без средств взрывозащиты) запрещается сооружать непосредственно во взрывоопасных зонах любого класса. Они должны располагаться в отдельных помещениях, удовлетворяющих требованиям 7.3.79-7.3.86 [1], или снаружи, вне взрывоопасных зон.

КТП допускается выполнять примыкающими двумя или тремя стенами к взрывоопасным зонам с легкими горючими газами и ЛВЖ классов В-Iа и В-Iб и к взрывоопасным зонам классов В-II и В-IIа. Запрещается их примыкание более чем одной стеной к взрывоопасной зоне класса В-I, а также к взрывоопасным зонам с тяжелыми или сжиженными горючими газами классов В-Iа и В-Iб.

В КТП, примыкающих одной стеной к взрывоопасной зоне класса В - I, а также к взрывоопасным зонам с тяжелыми или сжиженными горючими газами классов В-Iа и В-Iб, должна быть предусмотрена приточная вентиляция с механическим побуждением с пятикратным обменом воздуха в час, обеспечивающая в КТП небольшое избыточное давление, исключающее доступ в них взрывоопасных смесей.

При выборе числа и мощности трансформаторов необходимо стремится к установке трансформаторов не более двух-трех мощностей с целью облегчения замены поврежденных трансформаторов и сокращению их складского резерва, а также учитывать условия резервирования питания потребителей, и соблюдать экономически целесообразный режим работы.

Потребители 1-й категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии, при этом должно быть обеспечено резервирование всех потребителей. При осуществлении бесперебойного питания от двух подстанций на них можно устанавливать по одному трансформатору.

При питании потребителей 1-й категории от одной подстанции для обеспечения резерва необходимо иметь по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана таким образом, чтобы при выходе из строя одного из них было обеспечено питание потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора. Ввод резервного питания должен осуществляться автоматически.

Потребители 2-й категории должны быть обеспечены резервом, вводимым действиями дежурного персонала. При питании от одной подстанции следует иметь два трансформатора и складской трансформаторный резерв для нескольких подстанций, питающих потребителей 2-й категории, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течение 10-12 ч. На время замены трансформатора может вводиться ограничение потребителей с учетом перегрузки оставшегося в работе трансформатора.

Потребители 3-й категории могут получать питание от однотрансформаторной подстанции при наличии складского трансформаторного резерва.

5.3 Определение мощности и количества цеховых ТП 6/0,4 кВ

Определение мощности трансформаторов целесообразно проводить с учетом их перегрузочной способности. Если не принимать во внимание перегрузочную способность трансформатора, то можно без достаточного основания завысить его установленную мощность.

Число и мощность трансформаторов в цеховых трансформаторных подстанциях определяется, общей мощностью S цеха, требованиями надежности электроснабжения, а также удельной плотностью нагрузки:

(5.3.1)

где - расчетная максимальная нагрузка цеха (см. табл.), кВА;

- площадь цеха (см. табл.), м2.

Если плотность электрической нагрузки не превышает 0,2 кВА/м2, то при любой мощности цеха мощность трансформаторов не должна быть более 1000 кВА.

Если удельная плотность нагрузки находится в пределах 0,2-0,3 кВА/м2, то единичную мощность трансформаторов можно принять равной 1600 кВА.