При расчетах активное сопротивление схемы замещения электрической системы не учитываем, согласно [12].

ассматриваем наиболее тяжелый случай работы, когда один трансформатор ГПП выведен в ремонт, а секционный выключатель на стороне НН ГПП замкнут.

Схема для расчета токов КЗ представлена на рисунке 5.1.

Схема замещения для расчета тока КЗ на шинах ГПП 10кВ приведена на рисунке 5.2.

Рисунок 5.1 Схема сети для расчета тока КЗ

Рисунок 5.2 Схема замещения сети

Значения сопротивлений схемы замещения определяются по выражениям в относительных единицах при Sб=Sс=700 МВА, (о.е.) по заданию.

Для системы:

(о.е.);

(о.е.); (5.1)

(о.е.).

Для ВЛЭП:

,(о.е.)(5.2)

где- сопротивление прямой последовательности на 1 км длины [7];

- длина линии;

-значение напряжения по шкале средних напряжений.

(о.е.)

Для трансформатора ГПП:

,(о.е)(5.3)

где - напряжение короткого замыкания трансформатора;

- номинальная мощность трансформатора (МВА).

(о.е.).

Для КЛ:

(о.е.).

Для синхронных двигателей:

,(о.е) (5.4)

где - сверхпереходное сопротивление синхронного двигателя(по [12]);

- номинальная мощность синхронного двигателя [6].

(о.е.).

(о.е.)

Преобразуем схему относительно точки короткого замыкания.

Рисунок 5.3. Эквивалентная схема замещения.

(о.е.).

(о.е)

Ток КЗ находим по выражению: ,(о.е) (5.5)

(о.е.).

Находим ток КЗ в именованных единицах по формуле:

,(кА) (5.6)

(кА).

Проверяем кабели по термической стойкости.

,(мм²) (5.7)

где - минимально допустимое сечение кабеля, мм²

С - коэффициент для расчета сечений кабелей, минимальных по условию термической стойкости к токам КЗ [6];

B_K - интеграл Джоуля.

, (5.8)

где время срабатывания защиты и выключателя [6];

Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока [12].

(кА² с),

тогда (мм²).

В данных расчетах было принято, что в качестве защиты линий используется токовая отсечка с временем срабатывания 0,1 с и выключатель с временем отключения 0,08 с [6].

Минимальное стандартное сечение, удовлетворяющее условию термической стойкости на КЛ отходящих от ГПП является . Все КЛ, используемые в курсовом проекте удовлетворяют данному требованию.

6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ

6.1 Расчеты установившихся режимов системы электроснабжения

Установившиеся режимы электрических сетей - это режимы при практически неизменных параметрах (напряжение, нагрузки, частота) или очень медленных их изменениях.

Расчёты установившихся режимов электрических сетей выполняются в программном комплексе «Энергия» для определения:

- загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности;

- уровня напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;

- потерь мощности и энергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь.

Программный комплекс «Энергия» предназначен для выполнения расчетов и анализа установившихся режимов, потери электрической энергии и токов 3-х фазных коротких замыканий в электрических сетях энергетических систем, а также для отслеживания оперативного состояния их схем.

Режимы максимальных и минимальных нагрузок используем для выявления наибольших и наименьших значений расчетных длительных потоков мощности.

Согласно ГОСТ 32144-2013 в процессе эксплуатации необходимо обеспечивать качество электрической энергии, т.е. поддерживать напряжение на шинах всех электроприемников в допустимых пределах. Выполнение этого условия будем обеспечивать с помощью устройств регулирования напряжения.

Согласно Правилам устройства элеутроустановок необходимо поддерживать напряжение на шинах подстанций с U_н=6-220 кВ в пределах не ниже 105% от номинального в период наибольших нагрузок (режим максимальных нагрузок и все послеаварийные режимы) и не выше 100% от номинального в период наименьших нагрузок этих сетей.

В данном курсовом проекте напряжение на шинах низшего напряжения ТП должно быть не ниже 1,05Uном в режиме максимальных нагрузок и не ниже 1,0Uном в режиме минимальных нагрузок.

По заданию на шинах питающей подстанции напряжение поддерживается: в режиме максимальных нагрузок - 1,03Uн, в режиме минимальных нагрузок - 1,01Uн.

По [3] активная нагрузка предприятий стройиндустрии в режиме минимальных нагрузок составляет 71,4% от активной нагрузки в режиме максимальных нагрузок, реактивная нагрузка в режиме минимальных нагрузок - 76,9% реактивной нагрузки в режиме максимальных нагрузок.

Результаты расчета приведены в приложении 3.1 и 3.2 соответственно.

На трансформаторах ГПП установлено устройство РПН, на ЦТП регулирование производится с помощью устройства ПБВ. РПН имеет предел регулирования 91,78%, ПБВ - 22,5% [6, 7]. Коэффициенты трансформации трансформаторов ГПП приведены в таблице 6.1, трансформаторов ЦТП - в таблице 6.2.

Таблица 6.1 Коэффициенты трансформации трансформаторов ГПП

№ отпайки	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
КТ	0,114	0,112	0,109	0,107	0,105	0,103	0,101	0,099	0,097	0,096	0,094	0,092	0,091	0,089	0,088	0,086	0,085	0,084	0,082

Таблица 6.2 Коэффициенты трансформации трансформаторов ЦТП

№ отпайки	-2	-1	0	1	2
КТ	0,042	0,041	0,04	0,039	0,038

Значение коэффициентов трансформации определяется по формуле

(6.1)

где - напряжение на стороне НН трансформатора;

- напряжение на стороне ВН трансформатора;

n - номер отпайки;

К,% - ступень регулирования.

Отклонение напряжения у потребителей при нулевых отпайках РПН и ПБВ выходят за допустимые пределы, поэтому принимается решение о регулировании напряжения.

Регулирование напряжения осуществляется посредством РПН, ПБВ и изменением мощности БСК.

Выбранные номера отпаек РПН и ПБВ представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 Номера отпаек РПН и ПБВ трансформаторов ЦТП и ГПП

№ ТП	Режим максимальных нагрузок	Режим минимальных нагрузок
Т1 ГПП	-1	-2
Т2 ГПП	-1	-1
ТП2	-1	-1
ТП6а	-2	-2
ТП6б	-1	-2
ТП6в	-2	-1
ТП7	-2	-1
ТП8	-1	-1
ТП9а	-2	-2
ТП9б	-2	-1
ТП10	-1	-1
ТП12а	-1	-1
ТП12б	-2	-1
ТП13	-2	-1
ТП14а	-1	-2
ТП14б	-2	-1

В результате регулирования напряжения коэффициенты загрузки трансформаторов и кабельных линий не превышают допустимых пределов.

6.2 Оценка загрузки трансформаторов и кабельных линий

Коэффициенты загрузки трансформаторов в зависимости от категории должны находиться в диапазонах:

при преобладании нагрузок 1-ой категории при двухтрансформаторных ТП ;

при преобладании нагрузок 2-ой категории при однотрансформаторных подстанциях и взаимном резервировании трансформаторов на вторичном напряжении ;

при преобладании нагрузок 2-ой категории при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках 3-ей категории .

В результате регулирования напряжения коэффициент загрузки трансформатора ТП-8, в режиме максимальных нагрузок, находится выше предела диапазона, (0,8 ? 0,89), трансформатора ТП-4, ниже (0,8?0,56). В данной случае существует возможность перераспределения мощности между подстанциями ТП-8 и ТП-4 для выравнивания коэффициента загрузки трансформаторов.

Загрузка кабельных линий не превышает допустимых пределов, при этом имеется достаточно большой запас для возможного развития системы электроснабжения.

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА

В данном разделе определяются суммарные капиталовложения в систему электроснабжения по предприятию в целом; издержки на силовое оборудование, кабельные линии; полезная энергия, полная потребляемая энергия за год.

Также определяется относительная величина потерь электроэнергии, средне-взвешенный КПД по энергии и себестоимость передачи электроэнергии по распределительной сети.

Все перечисленные расчеты необходимы для выявления эффективности капиталовложений.

Найдем суммарные капиталовложения.

,(тыс.руб) (7.1)

Результаты по расчетам капиталовложений в элементы проекта представлены в таблице 7.1 (по [3, 7, 11]).

Таблица 7.1 Капиталовложения в проект

Оборудование	Стоимость 1 шт. или 1 км, тыс.руб	Количество, шт. или длина, км	Суммарная стоимость, тыс.руб.
Кабельные линии 0,4 кВ марки ААШв
70 мм2	60,22	0,22	13,25
95 мм2	71,36	0,235	16,77
120 мм2	85,93	0,53	45,54
150 мм2	105,76	0,19	20,09
185 мм2	123,02	0,231	28,42
		ИТОГО:	124,07
Кабельные линии 10 кВ марки ААШв
25 мм2	33,46	0,56	18,74
35 мм2	37,48	2,36	88,45
70 мм2	49,19	0,45	22,14
95 мм2	60,98	0,11	6,71
120 мм2	69,33	0,34	23,57
		ИТОГО:	159,61
Цеховые трансформаторные подстанции
11000	198,87	11	2187,57
12500	216,89	3	650,67
		ИТОГО:	2838,24
Комплектные конденсаторные установки, 0,4 кВ
УКМ58-0,4-20-10У3	19,5	3	58,5
УКМ58-0,4-50-25У3	32,96	1	32,96
УКМ58-0,4-67-33,3У3	35,88	2	71,76
УКМ58-0,4-150-37,5У3	61,59	2	123,18
УКМ58-0,4-225-37,5У3	92,55	2	185,1
УКМ58-0,4-335-67У3	137,7	1	137,7
УКМ58-0,4-603-67У3	202,5	1	202,5
		ИТОГО:	811,7
Главная понизительная подстанция
Комплектная ГПП	4909,25	1	4909,25
УКЛ-10,5-1350 У1	201,6	3	604,8
УКЛ-10,5-900 У3	151,2	1	151,2
		ИТОГО:	5614,85
Воздушные линии
Двухцепная ВЛЭП 110 кВ АС-70	230,05	6	1380,3
Силовые пункты
СП 0,4 кВ	2,4	11	26,4
Эстакады
Эстакада 10 кВ	692,38	0,678	469,43
Суммарные капиталовложения	11986

Определим суммарные издержки:

- издержки на амортизацию оборудования:

,(т.р/год) (7.2)

где норма амортизационных отчислений:

- для силового оборудования напряжением до 150 кВ [11];

- для КЛ [11];

- для ВЛ [11].

- издержки на ремонт (по [11] издержки на ремонт составляют 120% от издержек на амортизацию):

,(т.р/год) (7.3)

Результаты по расчету издержек на амортизацию и текущий ремонт представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 Издержки на амортизацию и текущий ремонт

Тип оборудования	Капиталовложения, тыс.руб.	Норма амортизационных отчислений ,%	Издержки на амортизацию , тыс.руб/год	Издержки на текущий ремонт , тыс.руб/год
КЛ 0,4 кВ	124,07	5	6,2	7,44
КЛ 10 кВ + Эстакады	629,04	5	31,45	37,74
ЦТП	2838,24	4,4	124,88	149,86
ККУ 0,4 кВ	811,7	4,4	35,71	42,85
ГПП	5614,85	4,4	247,05	296,46
ВЛ 110 кВ	1380,3	3,3	45,55	54,66
СП	26,4	4,4	1,16	1,39
Суммарные издержки	492	590,4

-затраты на возмещение ежегодных потерь электроэнергии:

,(т.р/год) (7.4)

ставк тарифа (по заданию)

потери электроэнергии.

,(кВтч/год) (7.5)

- переменные потери, кВт

время использования максимума потерь, ч (см. раздел 3.6)

Тр - время работы трансформатора в году, 8700 ч.

,(кВт) (7.6)

где- суммарные потери в трансформаторах, кабельных линиях, ВЛЭП соответственно, кВт;

- суммарные потери холостого хода в трансформаторах.

169,84+96,65+16,41=282,9(кВт).

(кВтч/год)

(т.р/год).

Суммарные издержки:

,(т.р/год) (7.7)

Полезная энергия:

,(кВтч/год) (7.8)

где суммарная активная осветительная нагрузка, кВт;

время работы осветительных установок в году, принимается 4000 ч. [2].

(кВтч/год).

Полная потребляемая за год энергия:

,(кВтч/год) (7.9)

(кВтч/год).

Относительная величина потерь электроэнергии:

, (7.10)

Средневзвешенный КПД по передаваемой энергии:

, (7.11)

Максимальный КПД составит:

, (7.12)

Себестоимость передачи ЭЭ:

,(руб/кВтч) 7.13)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Исходя из задания на проектирование электроснабжения комбината стройиндустрии в соответствии с действующими нормативными и документами (ПУЭ, СНиП-174-75) для проектирования внутризаводского электроснабжения, был проведен расчет.

Расчетная нагрузка ремонтно-механического цеха определена модифицированным статистическим методом и составляет 451,56 (кВА). Нагрузки остальных цехов определены по установленной мощности цеха и его коэффициенту использования. В состав высоковольтной нагрузки входят: два синхронных двигателя марки СДН-14-49 У3. Для освещения цехов и складских помещений были использованы лампы накаливания, люминесцентные лампы и лампы типа ДРЛ. Также был произведен расчет нагрузки наружного освещения территории предприятия.

При определении центра электрических нагрузок было выяснено, что ГПП целесообразно пристроить к цеху №9 со стороны подхода питающей линии. Оптимальное напряжение для питания комбината - 110 кВ, для внутризаводского электроснабжения принято напряжение 10 кВ. Внутрицеховые сети выполнены на класс напряжения 0,38 кВ, что позволяет осуществлять питание осветительной и силовой нагрузок от одного трансформатора.

Распределение электроэнергии по предприятию выполнено по смешанной схеме, обеспечивающей необходимую степень надежности питания потребителей в соответствии с категорийностью потребителей.

Для компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 кВ установлены батареи статических конденсаторов серии УКМ мощностью 20, 50, 67, 150, 225, 335 и 630 (квар).

Было составлено два варианта схемы внутреннего электроснабжения комбината. Для обоих вариантов были определены марка и сечения кабельных линий: были выбраны кабели марки ААШВ различных сечений, выбранные сечения проверенны по нагреву током послеаварийного режима, рассчитаны потери мощности в этих линиях.

В цехах применяются установки КТП, что позволяет более быстро выполнять монтаж системы электроснабжения, обеспечивать удобство в эксплуатации этих установок. Канализация электроэнергии по предприятию выполнена кабельными линиями марки ААШв, проложенными по периметру зданий, а также на эстакадах.

В результате технико-экономического сравнения вариантов, который производился методом дисконтированных затрат, причем, одинаковые элементы вариантов в расчете не учитывались, а критерием оптимальности был критерий минимума дисконтированных затрат, к дальнейшему рассмотрению был выбран вариант №1 схемы внутризаводского электроснабжения (преимущество над вариантом №2 составило 14,49%.

Произведен выбор трансформаторов на ГПП, к установке приняли два трансформатора типа ТДН-10000/110.

Для поддержания заданного =0,35, на шинах ВН ГПП устанавливаем высоковольтные БСК типа УКЛ-10,5-1350 У3 и УКЛ-10,5-900 УЗ.

На стороне ВН было выбрано открытое распределительное устройство открытое распределительное устройство - мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии. На стороне НН выбрано закрытое распределительное устройство с ячейками К-XXVI и выключателями ВМПЭ-10.

Произведен выбор питающей линий, в результате чего к проекту была принята ВЛЭП на железобетонных опорах со сталеалюминевыми проводами марки АС-70/11. Выбранное сечение ВЛЭП проверенно по нагреву током послеаварийного режима. Мощность, отходящая от питающей подстанции, должна составлять 12448,38 (кВА) в режиме максимальных нагрузок.

Произведен расчет токов КЗ и на основе этого было определено минимальное допустимое сечение кабельных линий по условию термической стойкости - 25 (мм²).

Произведен расчет установившегося режима максимальных нагрузок и режима минимальных нагрузок на ПЭВМ в программном комплексе ''Энергия'', который показал, что напряжение на шинах низковольтных силовых пунктов, а так же на шинах ГПП и ЦТП находится в допустимых пределах. Коэффициенты загрузки трансформаторов ЦТП и кабельных линий не превышают допустимых пределов. Регулирование напряжения осуществлялось с помощью устройств РПН и ПБВ.

Произведенный расчет технико-экономических показателей системы электроснабжения предприятия

-суммарные капиталовложения 11986 (тыс.руб);

-ежегодные издержки на амортизацию, ремонт и покрытия потерь электроэнергии 4266,9(тыс.руб/год);

-полная потребляемая за год энергия - 36054378,6(кВтч/год);

-средневзвешенный КПД по передаваемой энергии - 97,24%;

-максимальный КПД системы - 97,51%;

-себестоимость передачи электроэнергии - 11,8 (коп/кВтч).

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Мукосеев Ю.Л. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: Энергия, 1973.

2. Руководящий технический материал. Указания по расчету электрических нагрузок. РТМ 36.18.38 4-92.

3. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию/ под ред. А.А.Федорова.-М.: Энергоатомиздат, 1986.

4. Справочная книга для проектирования электрического освещения. под ред. Г.М.Кнорринга. СПб.: ”Энергия”,1992.

5. Справочная книга по светотехнике/ под ред. Ю.Б.Айзенберга.-М.:Энергоатомиздат,1995.

6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для вузов, - 4 -ое издание дополненное и переработанное, М.:Энергоатомиздат, 1989.

7. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ под ред. С.С.Рокотяна и Н.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.

8. НТП ЭПП-94. проектирование электроснабжения промышленных предприятий. Нормы технологического проектирования, 1994.

9. О.А.Бушуева, О.И. Рыжов. Методические указания по выбору мощности компенсирующих устройств. - Иваново, ИЭИ, 1990.

10. Правила устройства электроустановок. М.: Энергия, 2005.

11. Методические указания по оценке экономической эффективности инвестиций в электроэнергетике. А. В. Введенская, И.О. Волкова, О.И. Рыжов - Иваново,ИГЭУ,2001.

12. Братолюбов А.А. Методические указания для расчета режима симметричного короткого замыкания в электрической системе. - Иваново, ИЭИ, 1989. Размещено на Allbest.ru

...