Реконструкция системы электроснабжения железнодорожного предприятия

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Система электроснабжения промышленного предприятия должна обеспечивать потребителей необходимым количеством электроэнергии при допустимых пределах показателей качества по графику потребления соответствующему плану выпуска продукции. Нормальный режим электроснабжения должен соответствовать условиям длительной работы при минимальных потерях электроэнергии.

Стационарная электроэнергетика железнодорожного транспорта является крупным потребителем электроэнергии. Наиболее крупными потребителями на железнодорожных узлах обычно являются различные депо по ремонту локомотивов и подвижного состава.

Электроэнергетика локомотивных депо является важнейшим элементом подъема производительности труда и улучшения его санитарно-гигиенических и эстетических условий. На современном этапе технического развития депо существенно расширилась область применения электроэнергии. Она используется во всех технологических процессах и способствует комплексной механизации и автоматизации работ по ремонту и эксплуатации локомотивов.

Улучшение использования электроэнергии возможно только в совокупности с осуществлением мероприятий по оптимизации технологического процесса, совершенствованию режима эксплуатации электроприёмников (ЭП) и внедрению более экономичного оборудования. В связи с необходимостью повышения производительности труда в деповском хозяйстве внедряются конвейерные линии, новые устройства и технологические процессы, увеличивается установленная мощность электроприемников, и повышается электровооруженность труда [1].

В результате работ, проведенных непосредственно в производственных условиях многих депо различных дорог, была получена универсальная энергетическая характеристика, отражающая зависимость удельного расхода электроэнергии на ремонт условного локомотива по энергоемкости от годовой производительности депо в целом. Изменение нагрузки депо существенно влияет на удельный расход электроэнергии. Эксплуатационные характеристики отдельных цехов и отделений (мелких цехов) локомотивного депо существенно отличаются. Наряду с современным оборудованием весьма велика доля морально и физически устаревшего.

За последнее десятилетие созданы новые конструкции и виды электротехнического оборудования силовых и измерительных трансформаторов, реакторов, коммутационных аппаратов, устройств защиты от перенапряжений. Правильное проектирование системы электроснабжения депо, рациональное размещение подстанций в центре электрических нагрузок и равномерное распределение электрических нагрузок, уменьшит потери электроэнергии, повысит уровень надежности электроснабжения.

Целью проекта является проведение расчётов для реконструкции системы электроснабжения при модернизации технологического оборудования локомотивного депо.

1. Реконструкция электроснабжения железнодорожного предприятия

В связи с установкой нового оборудования и возрастанием электропотребления в данном локомотивном депо необходимо произвести реконструкцию системы электроснабжения. При этом ставятся следующие задачи:

- обеспечить электроэнергией заданного качества все электроприёмники;

- создать надёжную и гибкую систему электроснабжения;

- обеспечить выполнение требований новых нормативов по электробезопасности;

- максимально сохранить существующее электрооборудование пригодное для дальнейшей эксплуатации;

- соблюсти требования по экологии и утилизации демонтируемого оборудования.

Проектируемое локомотивное депо имеет следующие характеристики.

Год пуска в эксплуатацию - 1870 г., разрядность депо - внеклассное.

Основные производственные участки расположены возле главного корпуса имеющего три железнодорожных пути. Площадь территории депо 58600 м², в том числе застроенная - 41170 м².

Общая полезная длина путей - 4260 м², из них 2924 м²- на тяговой территории и 1336 м²- в зданиях депо.

Электрифицировано - 1274 м путей.

Общая полезная площадь цехов - 16142,6 м²

В депо имеется:

- цех для капитального ремонта КР-1 и текущего ремонта ТР-3 электропоездов с прилегающими вспомогательными цехами и отделениями;

- цех текущего ремонта ТР-2, ТР-1 и ТО-3 дизель - поездов;

- пункт технического обслуживания электропоездов открытого типа без смотровой канавы на одно стойло (пять секций);

- пункт технического обслуживания дизель - поездов открытого типа, совмещённый с экипировкой на одно стойло (четыре секции)

- пункт обмывки электропоездов и дизель - поездов открытого типа.

Имеются также экипировочные и другие устройства, в том числе:

- база запаса топлива;

- склад сырого песка на 1000 м³ с пескосушилкой;

- пункт экипировки тепловозов типа ЧМЭ-3 и путевой техники

Применение вибродиагностического комплекса «Вектор - 2000» позволяет своевременно оценивать техническое состояние подшипников качения, зубчатых передач, тяговых двигателей моторных вагонов электропоездов и снизить количество случаев неисправности мотор-вагонного подвижного состава (МВПС) в эксплуатации.

Восстанавливаются изношенные и изготавливаются новые узлы и детали МВПС. Всего восстанавливается 21 наименований узлов и деталей, изготавливается 65 наименований изделий из капрона и резины, ежемесячно восстанавливается 150 - 200 банок аккумуляторных батарей ПК - 55.

Режим работы основных цехов депо - односменный. Для отдельных участков, занятых подготовкой локомотивов в рейс применяется трёхсменный график работы. Для решения поставленных задач депо имеет высококвалифицированные кадры.

Электропитание цехов и установок осуществляется кабельными линиями (КЛ), отходящими от деповской трансформаторной понижающей подстанции (ТП-Депо). В основном срок эксплуатации КЛ депо составляет более 15…20 лет, в результате чего наблюдается частый выход КЛ из работы. Система электроснабжения локомотивного депо сложилась за предыдущие годы, постоянно претерпевая изменения во внешней и внутренней разводке, причиной которых чаще всего являлись как новые производственные задачи, так и текущие производственные обстоятельства (порывы, аварии и пр.).

Изношенность всей электроснабжающей сети и оборудования депо обусловила постепенную замену ранее проложенных кабелей подземной или внутренней прокладки в наружном исполнении. Изменения, вносимые в прокладку кабелей и разводку по помещениям, зачастую не отражаются в документации и создадут в будущем множество трудностей при организации внутрицехового учета потребления электроэнергии.

Локомотивное депо по надежности электроснабжения относится к потребителям третьей категории. Вместе с тем от низковольтного распределительного устройства с напряжением 0,4 кВ ТП-Депо проложена кабельная линия резервного питания поста электрической централизации (ЭЦ), потребителя первой категории.

Необходимость усиления системы электроснабжения вызвана установкой новых дополнительных мощных нагрузок: второго колёсно-токарного станка с мощностью р_Н = 80 кВт (ЭП №62) и стенда испытания дизельных двигателей с мощностью р_Н = 190 кВт (ЭП №136).

Всего в депо установлено 173 единицы стационарного оборудования. В помещениях администрации и бытовых помещениях, расположенных на втором и третьем этажах, над пантографным отделением, применяется 35 единиц офисного оборудования, 12 кондиционеров, а также 20 единиц бытовой техники. Установленная паспортная мощность оборудования депо составляет 1720,4 кВт, в том числе:

- технологическое оборудование, Р_У = 534,1 кВт, или 31,0 %;

- испытательные стенды, Р_У = 277,3 кВт, или 16,1 %;

- компрессоры, насосы, Р_У = 126,9 кВт, или 7,4 %;

- вентиляторы, кондиционеры, Р_У = 160,9 кВт, или 9,4 %;

- краны, манипуляторы, Р_У = 101,5 кВт, или 5,9 %;

- электродомкраты, Р_У = 237,5 кВт, или 13,8 %;

- сварочное оборудование, Р_У = 110,0 кВт, или 6,4 %;

- освещение общее и местное, Р_У = 97,6 кВт, или 5,7 %;

- прочее оборудование, Р_У = 74,6 кВт, или 4,3 %.

Структура установленной мощности всех потребителей депо приведена на рисунке 1.1.

В данной проектируемой части депо установлено 104 единицы стационарного оборудования.

Исходными параметрами для решения сложных комплексно-технических и экономических расчетов, возникающих при проектировании современных предприятий, являются нагрузки. Расчёт нагрузок необходим для определения места расположения и мощности понижающей подстанции и распределительных шкафов, правильного выбора мощности компенсирующих устройств, выбора сечения проводов и кабелей, шин, выбора и принятия уставок релейной защиты, расчета потерь, отклонения и колебания напряжения. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электрических сетей, электроснабжения предприятий.

Расчет электрических нагрузок выполняется для выбора и проверки токоведущих элементов по пропускной способности (нагреву), расчёта потерь и показателей качества электроэнергии, выбора защитной аппаратуры и устройств компенсации реактивной мощности. Расчёт нагрузок проводится в характерных точках по мере приближения к источнику питания. Поскольку формирование нагрузок зависит от случайных факторов, при проектировании используется теория вероятностей с применением метода упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума).

Рисунок 1.1 - Структура мощности потребителей

Различают три основных режима работы электрических установок: продолжительный, кратковременный и повторно-кратковременный. В длительном режиме машины рассчитаны работать без повышения температуры отдельных частей выше допустимых пределов (вентиляторы, насосы, электропечи).

В длительном режиме, но с переменной нагрузкой работают различные обрабатывающие станки, прессы, молоты. При кратковременном режиме за период включения температура отдельных частей не успевает достичь недопустимых значений, а период остановки достаточен для остывания. В этом режиме работают вспомогательные механизмы станков, различные заслонки и затворы.

При повторно-кратковременном режиме длительность циклов работы и останова не превышает 10 мин. В этом режиме работают краны и сварочные трансформаторы, создающие также значительные пиковые токи.

Для выполнения проекта электроснабжения депо необходимо определить следующие значения электрических нагрузок: средние нагрузки за максимально загруженную смену, максимальные кратковременные (пиковые) нагрузки, максимальные нагрузки различной продолжительности. В настоящее время принят получасовой расчётный максимум нагрузки (Р_MAX = Р₃₀) .

В начальной стадии расчёта паспортные номинальные мощности электроприёмников приводятся к установленной мощности с учётом продолжительности включения (ПВ, %) равной единице и коэффициента мощности по формуле

, [1.1]

где р_Н - установленная номинальная мощность электроприёмника, кВт;

S_пасп - паспортная номинальная мощность электроприёмника, кВ·А;

ПВ - продолжительность включения характеризует время работы электроустановки под нагрузкой в течение часа, отн. ед.;

сos ц - коэффициент мощности, определяющий соотношение активной и реактивной составляющих потреблённой электроэнергии (в некоторых случаях удобнее пользоваться tg .

Установленная мощность электроприёмников принимается равной:

- для электродвигателей длительного режима работы, силовых и электропечных трансформаторов, электроосветительных и электроотопительных приборов - паспортной мощности;

- для электродвигателей повторно-кратковременного режима работы, сварочных трансформаторов - паспортной мощности, приведённой к относительной продолжительности включения.

Далее определяется суммарная средняя нагрузка электроприёмников, которая даёт возможность оценить нижний предел возможных значений расчётной нагрузки за максимально загруженную смену характерных суток.

При определении электрических нагрузок величины и коэффициенты относящиеся к одному электроприёмнику обозначаются строчными, а к группе электроприёмников - прописными буквами /2/.

Средние активные Р_СМ и реактивные Q_СМ нагрузки за максимально загруженную смену необходимые для определения расчётного максимума нагрузки определяются

; [1.2]

;[1.3]

где k_и - коэффициент использования (определяется по справочникам);

tg - коэффициент мощности, определяется по тригонометрическим таблицам по заданному значению сos ц или по формуле:

tg = .[1.4]

Коэффициентом использования называется отношение средней активной мощности электроприёмника (или группы), к её номинальному значению.

В начале расчета производится систематизация электрических нагрузок. Приводится таблица, в которой перечислены все электроприемники предприятия с указанием выбранного режима их работы (коэффициента использования и коэффициента мощности, продолжительности включения, отличающегося от 100 %). Данные о режимах работы оборудования принимаются по соответствующим справочникам.

Все электроприемники повторно - кратковременного режима необходимо привести к ПВ = 100 % или 1,00. Для кранов ПВ = 25 %. Для сварочного оборудования ПВ = 65 %, для металлургического оборудования ПВ = 40 % /3/.

Для сварочных трансформаторов и сварочных машин, задается номинальная полная мощность в кВ·А, и для расчета ее необходимо привести к активной по формуле [1.1].

Мостовые краны и кран - балки должны иметь 3 двигателя (подъема, передвижения моста, передвижения тележки (тельфера)). В случае если мощность электродвигателя не разбита, суммарную мощность следует разбить приблизительно в пропорциях 0,45 - 0,45 - 0,1. Электротали имеют два двигателя (подъема, передвижения тележки), поэтому его мощность можно разбить в пропорции 0,7 - 0,3 /2/.

Например, в электромашинном отделении имеется мостовой кран грузоподъёмностью 5 т. (ЭП №116) с установленной суммарной паспортной мощностью двигателей р_Н.П = 10,0 кВт. следовательно по формуле [1.1] его приведённая мощность определится

р_Н = 10,0 · v0,25 = 5,0 кВт.

При наличии однофазных нагрузок, к которым относятся, печи сопротивления и сварочные трансформаторы если расчетная номинальная мощность однофазных электроприемников больше 15% мощности трехфазной группы электроприемников, то эквивалентная трехфазная мощность (Р_НЭ ) определяется в зависимости от количества и схемы включения однофазных электроприемников в трехфазную сеть.

В депо однофазными нагрузками являются освещение и нагрузки офисной техники в административных помещениях. Поскольку они многочисленны и равномерно распределены по фазам трёхфазной сети их можно учитывать как трёхфазные.

Перед расчётом нагрузок проведём предварительное исследование конфигурации электрической сети и определим группы электроприёмников. По территории депо нагрузки распределены в каждом цеху отдельными группами, поэтому будет предпочтительна радиально - магистральная схема их подключения от распределительных шкафов. В связи с этим будем выполнять расчет отдельно по каждому цеху, объединяя данные расчетов в таблице для выбора трансформатора ТП и оборудования сети внешнего электроснабжения.

Произведем расчет электрических нагрузок депо по методу упорядоченных диаграмм. По режиму работы делим электроприемники на две группы:

- электроприемники с переменным графиком нагрузки (k_И < 0.6);

- электроприемники с постоянным графиком нагрузки (k_И ? 0,6).

Определим средние нагрузки за максимально загруженную смену по группам электроприемников одного режима. Всего по депо определилось 14 групп электроприёмников. Мощные электроприёмники и мостовые краны, создающие значительные пиковые нагрузки, а также фидера общего освещения подключаем к распределительному устройству (РУ) питающей подстанции отдельными кабельными линиями.

В качестве примера проведём расчет для электроприёмников электромашинного и пропиточных отделений с переменным графиком нагрузки, питаемых от силового пункта СП-12.

Записываем количество электроприемников одного режима работы (с одинаковым k_И и сos ц). В данном примере в группе имеются два сверлильных станка, n = 2.

Суммарная установленная мощность электроприемников, для сверлильных станков р_Н = 6,4 кВт. Суммарная установленная мощность всей группы из 12 ЭП с переменным графиком нагрузки питаемых от СП-12 составит Р_Н = 61,7 кВт.

Коэффициенты использования и сos ц групп одного режима работы выбранных по справочнику [1].

Преобразуем их в tg по формуле [1.3] или по математическим таблицам. По формуле [1.2] определим средние нагрузки по группам электроприемников, например, для сверлильных станков при tg ц = 1,15

Р_СМ = 0.20 ·6,4 = 1,3 кВт; Q_СМ = 1,3 · 1.15 = 1,5 кВ·Ар.

Для электроприемников с постоянным графиком нагрузки расчет ведется аналогично как с переменным графиком, но для них, а также для осветительных нагрузок:

P_М = P_СМ; Q_М = Q_СМ

Определяется групповой коэффициент использования для электроприёмников с переменным графиком нагрузки К_И по формуле

К_И = Р_СМ /Р_Н. [1.5]

Для группы СП-12:

К_И = 15,4/61,7 = 0.25.

Заключительный расчёт максимальных (пиковых) нагрузок необходим для проверки колебаний напряжения в сети и выбора токовых защит, выбора элементов сетей по экономической плотности тока, определения потерь и отклонений напряжения.

Для определения максимальной расчётной мощности по кривым, приведённым в справочниках необходимо определить коэффициент максимума К_М и эффективное число электроприёмников n_Э. Под n_Э понимается такое число одинаковых по режиму электроприёмников одинаковой мощности, которое создаёт какой же расчётный максимум, что и группа различных электроприёмников.

Точное определение n_Э производится по формуле, шт

[1.6]

При большом числе разнообразных ЭП допускается применять упрощённые методы расчёта. При определении эффективного числа электроприёмников с переменным графиком нагрузки необходимо участь характер электроприёмников в группе.

Если число электроприёмников в группе равно четырём и более, то эффективное число ЭП допускается принимать равным фактическому при условии

m ? P_{Н. MAX}/ P_{Н MIN} ? 3, [1.7]

гдеP_MAX - номинальная мощность максимального электроприёмника, кВт;

P_MIN - номинальная мощность минимального электроприёмника, кВт.

При определении m исключаются мелкие электроприёмники с суммарной мощностью менее 5% /2/.

Если m > 3, то n_Э можно определить по формуле

[1.8]

гдеУР_Н - суммарная мощность ЭП группы, кВт.

В группе СП-12 P_{Н. MAX} = 16,0 кВт, сварочный преобразователь (ЭП №138) и P_{Н MIN} = 3,0 кВт, пресс (ЭП №102), следовательно m = 5,3.

n_Э = 2 · 61,7/16,0 = 7,7 шт.

Следовательно, по кривым коэффициентов максимума при коэффициенте использования в группе К_И = 0,25 определяем, что К_М = 1,90.

Максимальная мощность нагрузок группы Р _М определится, кВт

Р _М = Р_СМ · К_М. [1.9]

Для группы СП-12

Р _М = 15,4 · 1,90 = 29,3 кВт.

Реактивная мощность, необходимая для создания магнитного потока электрических машин, изменяется в получасовой максимум не столь значительно и определяется

- при n_Э ? 10, Q _М = 1,1 Q _СМ;

- при n_Э > 10, Q _М = Q _СМ

В данном примере у группы с переменным графиком питаемой от СП-12

Q _М = 1,1 · Q_СМ = 1.1 · 17,7 = 19,5 кВ·Ар.

Максимальные нагрузки для электроприёмников длительного режима работы принимаются равными средним нагрузкам за максимально загруженную смену.

В случае если число электроприемников больше трёх, а n_Э меньше четырёх, то расчет максимальной нагрузки ведется по коэффициенту загрузки k_З, который для электроприемников: длительного режима работы при k_З = 0,90 и cos ц = 0,90; принимаем как

P_М = 0,90 · P_Н; Q_М = 0,75 · P_М;

- повторно-кратковременного режима работы k_З = 0,75; cos = 0,70; принимаем

P_М = 0,75 · P_Н; Q_М = P_Н.

Например, таким путём можно определить максимальную нагрузку для ЭП питаемых от СП-9.

В цехе подъёмного ремонта при подъёме кузова локомотива электродомкраты включаются по четыре одновременно, следовательно из можно считать групповым приводом с приведённой мощностью P_{Н. MAX} = 15,0 кВт (ЭП №77, ЭП № 78, ЭП № 85, ЭП № 86).

Минимальным групповым ЭП можно считать два привода открывания двери с P_{Н MIN} = 2,2 кВт (ЭП №76, ЭП №84), следовательно m = 6,8. По формуле [1.8]

n_Э = 2 · 51,6/15,0 = 6,6, принимаем n_Э = 6 шт.

Однако, поскольку для данной группы очень малый К_И = 0,05 для ЭП с переменным графиком нагрузки

P_М = 0,75 · 51,6 = 38,7 кВт; Q_М = 38,7 кВ·Ар.

Для ЭП с постоянным графиком нагрузки

P_М = 0,9 · 9,0 = 8,1 кВт; Q_М = 0,75 · 8,1 = 6,1 кВ·Ар.

Подсчитываем итог по силовым нагрузкам, складывая итоги соответствующих граф для электроприёмников повторно-кратковременного и длительного режимов (n, P_Н, P_СМ, Q_СМ, P_М, Q_М).

Реактивные нагрузки емкостного характера учитываются со знаком «минус».

Для группы питаемой от СП-12

УP_М = 29,3+ 39,0 = 68,3 кВт; УQ_М = 19,5 + 14,5 = 34,0 кВ·Ар.

Для выбора силового шкафа питающего группу, подсчитаем среднюю мощность S_СМ за максимально загруженную смену, кВ·А

S_СМ =. [1.10]

Для группы питаемой от СП-12 без учета компенсации реактивных нагрузок

S_СМ = 63,2 кВ·А.

Выбор сечения проводников питающей линии подсчитывается по значению получасовой максимальной нагрузки

S_М = 75,2 кВ·А.

При напряжении питания U_Н =0,38 кВ определим максимальный ток питающей линии, А

I_М =. [1.11]

Для СП-12 максимальный ток определится

I_М = = 114,0 А.

Для выбора мощности трансформаторов деповской понижающей подстанции и питающих её кабельных высоковольтных линии необходимо провести расчёт нагрузок в масштабе всего депо. Для этого необходимо снова произвести расчёт средних и максимальных нагрузок одинакового режима работы.

При расчёте электрических нагрузок необходимо учесть следующее:

- электрооборудование с резко-переменным графиком нагрузки и создающие большие пусковые токи и снижения напряжения выделяется из группы и должно обеспечиваться электропитанием по отдельным кабельным линиям непосредственно от главного распределительного щита (ГРШ) подстанции;

- электрооборудование, включаемое для производства временных и ремонтных работ, а также резервное оборудование, не учитывается при расчёте нагрузок /2/.

Отдельными линиями от ГРШ получают питание щиты управления общего и аварийного освещения

Отдельными кабельными линиями необходимо обеспечить электроснабжение мостовых кранов (ЭП №51, ЭП №53, ), стенда для обкатки колёсных пар (ЭП №20), колёсно токарных станков (ЭП №45, ЭП № 62), генератора токов высокой частоты (ЭП №56), компрессоров (ЭП № 99 и №108), стенда для испытания двигателей (ЭП №136). В качестве резервного оборудования можно учесть один из компрессоров, поскольку они работают попеременно.

При большом числе разнообразных электроприёмников можно прибегнуть к упрощённому определению максимальных нагрузок по формуле [1.9]. Определяем, что в депо с переменным графиком нагрузки работают 149 единиц оборудования с суммарной номинальной приведённой мощностью Р_Н = 832,2 кВт и средней нагрузкой за максимально нагруженную смену Р_СМ = 218,1 кВт. По формуле [1.5] определим групповой коэффициент использования

К_И = 218,1/832,2 = 0,26.

Определяем, что наиболее мощным ЭП с переменным графиком нагрузки является Стенд для испытания двигателе1 дизель-поездов (ЭП №136) и по формуле [1.8] определим эффективное число электроприёмников, шт

n_Э = 2 · 832,2/190,0 = 8,8 шт.

По кривым в справочнике находим величину коэффициента максимума активной мощности Км в зависимости от величины группового Ки и эффективного числа группы n_Э По кривым определяем, для этих условий коэффициент максимума равен: К_М = 1,85.^.

При наличии в депо электроприемников с переменными и с постоянными графиками нагрузок, расчетная мощность нагрузки определяется, в этом случае, отдельно для каждой группы, а суммарная расчетная нагрузка по питающей подстанции в целом, как сумма максимальных нагрузок. По формуле [1.10] определяем максимальную активную и реактивную мощность за наиболее загруженную смену группы электроприемников с переменным графиком нагрузки

Р_М = 1,85 · 218,1 = 403,4 кВт;

при n_Э < 10

Q_М = 1,1 · 247,4 = 272,1 кВ·Ар.

Сложив нагрузки всех электроприёмников депо, по формуле [1.10] определяем полную мощность за максимально загруженную смену

УР_СМ = 528,2 кВт; УQ_СМ = 547,9 кВ·Ар.

S_СМ = 761,0 кВ·А.

Далее необходимо участь, что от подстанции депо питаются два посторонних потребителя, пост электрической централизации на 120 стрелок, и станция перекачки мазута. С учётом их заявленной мощности мощность нагрузок питающей подстанции депо определится

УР_СМ = 650,6 кВт; УQ_СМ = 625,8 кВ·Ар; S_СМ = 895,8 кВ·А.

На основании мощности за максимально загруженную смену производится выбор компенсирующего устройства, тип мощность понижающих силовых трансформаторов.

Определяем максимальную мощность нагрузок подстанции депо

УР_М = 874,2 кВт; УQ_М = 640,5 кВ·Ар.

S_М = 1083,7 кВ·А.

Для выбора сечения проводников питающих тоководов по формуле [1.11] определим ток максимальной нагрузки депо для низковольтной питающей сети.

I_М = = 1647,0 А.

2. Выбор и расчет системы внешнего электроснабжения

2.1 Выбор трансформаторов на ГПП

Так как на проектируемом предприятии есть потребители II категорий по степени бесперебойности питания, то для системы внешнего электроснабжения предусматривается сооружение двух линий. Если на предприятии предполагается соорудить ГПП, то на ней устанавливаются два трансформатора связи с энергосистемой.

Мощность трансформаторов целесообразно определять с учетом их перегрузочной способности. Намечаем к установке два трансформатора с номинальной мощностью 20000 кВ•А. каждый.

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме определяем по формуле

(2.1)

где - номинальная мощность трансформатора.

Подставляя значения вышеуказанную формулу (2.1), получаем

.

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме (один трансформатор отключен) равен

(2.2)

Подставляя значения вышеуказанную формулу (2.2), получаем

.

Таким образом, полученные значения не превышают допустимых К_за<1,4, устанавливаем на главной понизительной подстанции два трансформатора типа ТД мощностью по 20000 кВ•А каждый.

2.2 Выбор напряжения для внешнего электроснабжения

Рациональное напряжение можно определить по следующим формулам в зависимости от передаваемой активной мощности равной 8,094 МВт 2 и длины линии от системы до ГПП равной 2,7 км:

- формула Стилла

(2.3),

- формула Никогосова

(2.4),

- формула Ларионова

(2.5)

Подставляя значения вышеуказанные формулы (2.4) получаем:

Следовательно, ближайшим стандартным напряжением будет напряжение 35 кВ, по нормам проектирования выбираем еще два стандартных напряжения на ступень выше и на ступень ниже. В итоге рассматриваем варианты напряжения: 35, 110 кВ. Вариант на 20 кВ не рассматриваем, так как в практике не применяют воздушные линии на 20 кВ.

Вариант 1. U_ном = 35 кВ

Выбор сечения линии. Производим выбор линии электропередачи на напряжение 35 кВ. Так как на предприятии имеются потребители II категории, для повышения надежности системы электроснабжения принимаем питающую линию выполнить в виде двухцепной с проводом марки АС на железобетонных опорах.

Рассчитываем рабочий ток в линии I_л.расч, А, по формуле

(2.6)

Подставляя значения вышеуказанную формулу (2.6), получаем

Определяем максимальный расчетный ток линии I_л.max, А, по формуле

(2.7)

Подставляя значения вышеуказанную формулу (3.7), получаем

.

Намечаем сечение 70 мм². Выбор ЛЭП на напряжение 35 кВ производим по следующим условиям:

- по допустимому нагреву расчетным током

(2.8)

- по перегрузочной способности

(2.9)

.

Так как условие не выполняется, то намечаем следующее сечение 95 мм² и производим проверку по условиям (3.8), (3.9), получаем

Выбранное сечение удовлетворяет условиям.

Принимаем к сооружению из справочной литературы [2] двухцепную воздушную линию на железобетонных опорах, выполненных проводом марки АС-95 с I_доп = 330А.

Проверяем провод по возникновению короны на напряжение 35 кВ

(2.10)

Выбранное сечение удовлетворяет условию.

Проверяем по механической прочности

(2.11)

Выбранное сечение удовлетворяет условию. Следовательно к установке принимаем провод сечением 95 мм².

Проверяем выбранную воздушную линию по допустимой потере напряжения по формуле

(2.12)

где L_ДU1% - длина линии на 1 % потери напряжения при полной нагрузке, км (принимаем из справочной литературы [2]);

L_зад. - длина линии от системы до ГПП, км (исходное данное из приложения А);

ДU_доп% - допустимая потеря напряжения, % (для нормального режима работы линии ДU_доп% = 5%).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (2.12), получаем

.

Воздушные линии по термической стойкости не проверяются.

Таким образом выбранное сечение линии S = 95 мм² удовлетворяет всем техническим требованиям.

В соответствии с рекомендациями ПУЭ определяем экономически целесообразное сечение по формуле

(2.13)

где j_эк- нормированное значение экономической плотности тока, определяемая по ПУЭ (2001, с 50). Имеем j_эк=1,1 А/мм² при известном значении Т_ма=1600 ч для неизолированного сталеалюминевого провода марки АС.

Подставляя значения в формулу (3.13), получаем

.

Принимаем стандартное сечение, равное 70 мм².

Для определения экономически целесообразного сечения, сравним технико-экономические показатели сечений 95, 120, 150, 185, 240,300 мм².

Производим расчет технико-экономических показателей для сечения линии 95 мм².

Определяем коэффициент загрузки линии в нормальном режиме по формуле

(2.14)

Подставляя значения в формулу (3.14), получаем

Стоимость двухцепной линии рассчитываем по формуле

(2.15)

где К - переводной коэффициент, рассчитываемый для каждого года (принимаем К равным 350);

С_руб. - стоимость двух цепей линии на километр, тыс.руб/км (выбираем из справочной литературы [2]).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.15), получаем

.

Потери в линии , кВт, для двух цепей определяем по формуле

(2.16)

где ?Р_доп - потери мощности на одну цепь, кВт/км (выбираем из справочной литературы [2]);

l - длина линии, км;

n - количество цепей, шт.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.16), получаем

.

Рассчитываем время максимальных потерь по формуле

(2.17)

где Т_ма - время потребления максимума активной энергии, часы (выбираем из справочной литературы [3]).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (2.17), получаем

.

Определяем годовые потери электроэнергии , квар, по формуле

(2.18)

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (2.18), получаем

Стоимость потерь электроэнергии в линии рассчитываем по формуле

(2.19)

где С₀ - стоимость 1 кВт•ч электроэнергии, тенге/кВт•ч (принимаем равным 1,8 тенге).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.19), получаем

.

Капитальные затраты на двухцепные линии находим по формуле

(2.20)

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (2.20), получаем

Амортизационные отчисления на линию находим по формуле

(2.21)

где ц_л - норма амортизационных отчислений на линию, % (для ВЛ принимаем ц_л = 2%).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.21), получаем

.

Суммарные эксплуатационные отчисления на линию определяем по формуле

(2.22)

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (2.22), получаем

Годовые расчетные затраты на линию определяем по формуле

(2.23)

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (2.23), получаем

Расход цветного металла на воздушную линию , тонн, определяем по формуле

(2.24)

где g - удельный расход цветного металла одной цепи на 1 км.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (2.24), получаем

.

Расчет для остальных сечений линий на напряжение 35 кВ производим аналогичным образом и сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 Определение экономически целесообразного сечения линии на 35 кВ

S, мм2	IДОП, А			Исходные данные	Расчетные данные
				ДРНОМ, кВт/км	g, т/км	СЛ,	l, км	С0,	цЛ, %	ф, час	ДРЛ, кВт	ДЭЛ, тыс.кВт•ч	СПЛ	СА Л	СУ
95	330	0,54	0,29	134	1,21	3971,8	2,7	1,8	2	2742,23	211	578,62	1041,5	214,48	1255,98
120	380	0,46	0,22	140	1,54	4479,6					159,9	438,67	789,6	241,9	1031,51
150	445	0,4	0,16	149	1,91	4844,35					128,7	353,02	635,44	261,5	897,04
185	510	0,35	0,122	161	2,38	5038,9					106,5	292,05	525,69	272,1	797,8
240	610	0,29	0,08	176	3,08	5038,9					79,93	219,18	394,52	272,1	666,63
300	690	0,25	0,06	184	3,88	5038,9					62,10	170,29	306,52	272,1	578,63
S, мм2	Расчетные данные
	Кл, тыс.тенге	0,125•Кл	Зл	G, тонн
95	10723,86	1340,48	2596,4	6,53
120	12091,92	1511,87	2543,38	8,31
150	13079,75	1634,97	2532,01	10,31
185	13605,03	1700,63	2498,42	12,85
240	13605,03	1700,63	2367,23	16,63
300	13605,03	1700,63	2367,26	20,95

Окончательно принимаем экономически целесообразное сечение для линии 35 кВ равное 300 мм².

Вариант 2. U_ном = 110 кВ

Выбор сечения линии. Производим выбор линии электропередачи на напряжение 110 кВ.

Рассчитываем рабочий ток в линии по формуле (2.6)

.

Определяем максимальный расчетный ток линии по формуле (2.7)

.

Намечаем для сооружения из справочной литературы [1] двухцепную воздушную линию на железобетонных опорах, выполненную проводом марки АС-70 с I_доп = 265 А.

Выбор ЛЭП на напряжение 110 кВ производим аналогично выбору ЛЭП на напряжение 35 кВ по следующим условиям (2.8) - (2.12):

- по допустимому нагреву расчетным током

- по нагреву максимальным расчетным током

.

По механической прочности и условиям короны проходит сечение S = 70 мм².

Проверяем выбранную воздушную линию по допустимой потере напряжения по формуле

.

Выбранное сечение линии S = 70 мм² удовлетворяет всем техническим требованиям.

Определение экономически целесообразного сечения производим аналогично технико-экономическому расчету линий на 35 кВ. Результаты расчетов сведены в таблицу 3.2.

Сравнив технико-экономические показатели линий, принимаем к установке линию сечением 70 мм², так как она имеет наименьшие годовые затраты.

Таблица 2.2 Определение экономически целесообразного сечения линии на 110 кВ

S, мм2	IДОП, А			Исходные данные	Расчетные данные
				ДРНОМ, кВт/км	g, т/км	СЛ,	l, км	С0,	цЛ, %	ф, час	ДРЛ, кВт	ДЭЛ, тыс.кВт•ч	СПЛ	СА Л	СУ
70	265	0,026	0,0006	125	1,72	3058,3	2,7	1,8	2	2742,23	0,405	1,11	1,998	165,14	167,13
95	330	0,021	0,00044	134	2,62	3162,25					0,318	0,87	1,566	170,76	172,32
150	445	0,015	0,00024	149	3,82	3865,7					0,193	0,529	0,952	208,74	209,69
185	510	0,013	0,00018	161	4,86	1093,9					0,156	0,427	0,768	221,07	221,83
300	690	0,01	0,0001	184	7,7	5097,7					0,099	0,271	0,487	275,27	275,75
S, мм2	Расчетные данные
	Кл, тыс.тенге	0,125•Кл	Зл	G, тонн
70	8257,41	1032,17	1199,36	9,28
95	8538,07	1067,25	1239,57	14,148
150	10437,3	1304,66	1514,35	20,628
185	11053,5	1381,68	1603,51	26,244
300	13763,7	1720,4	1996,15	41,58

Окончательно принимаем экономически целесообразное сечение для линии 110 кВ равное 70 мм².

2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

Расчет ТЭП питающих линий на напряжение U_ном = 35 кВ. Из справочной литературы [1] для выключателя типа ВМ-35 выбираем стоимость ячейки С_В = 948 тыс. тенге.

Капитальные вложения в ячейку выключателя К_В, тыс.тенге, определяем по формуле

(2.25)

где n - количество выключателей, шт.

Подставляя значения получаем

.

Капитальные вложения в линию находим по формуле

Амортизационные отчисления на ячейку с выключателем , тыс.тенге, определяем по формуле

(2.26)

где ц_об - норма амортизационных отчислений на выключатели, % (для всего электрооборудования ц_об = 4,4%).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу получаем

.

Суммарные эксплуатационные расходы на линию с выключателями , тыс.тенге/год,

Годовые эксплуатационные затраты составляют:

Полученные данные сводим в итоговую таблицу 3.3.

Определение ТЭП ГПП на U_ном = 35 кВ. В соответствии с данными справочной литературы [1] выбираем ОРУ 35 кВ с двойной секционированной системой шин на железобетонных конструкциях: два ввода с 4 РЛНД, 2 ОД, 2 КЗ, 6 РВС. Стоимость ОРУ С_ОРУ = 968 тыс. тенге.

По справочной литературе [2] определяем следующие данные для ранее выбранного трансформатора ТД-20000/35:

- потери холостого хода ?Р_хх = 8 кВт;

- потери короткого замыкания ?Р_кз = 148 кВт;

- напряжение короткого замыкания U_кз = 2,5 %;

- ток холостого хода I_хх = 2,5 %;

- стоимость С_тр = 10,4 тыс.тенге.

Определяем капитальные вложения в трансформаторы на ГПП , тыс.тенге, по формуле

(2.27)

где m - количество трансформаторов, шт.

Подставляя значения в формулу (3.40), находим

Определяем капитальные вложения в ОРУ К_ору, тыс.тенге, по формуле

(2.28)

Подставляя значения в формулу (3.41), находим

Определяем капитальные вложения в ГПП по формуле

Амортизационные отчисления на ГПП определяем по формуле

Приведенные потери холостого хода трансформатора ?Р^/_хх, кВт, определяем по формуле

(2.29)

Подставляя значения в вышеуказанную формулу получаем

.

Приведенные потери короткого замыкания трансформатора ?Р^/_кз, кВт, определяем по формуле

(2.30)

Подставляя значения в вышеуказанную формулу получаем

Ежегодные потери электроэнергии в трансформаторах ?Э_тр., тыс.кВт•ч, находим по формуле

(2.31)

где Т_г - количество часов в году (принимаем Т_г = 8760 часов).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу получаем

.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах С_п.тр, тыс.тенге/год, определяем по формуле

(2.32)

Подставляя значения в вышеуказанную формулу получаем

Суммарные эксплуатационные расходы на ГПП с учетом потерь в трансформаторах определяем по формуле

Годовые эксплуатационные затраты на ГПП рассчитываем :

Полученные результаты сводим в таблицу 2.3.

Аналогично производим расчет технико-экономических показателей ГПП и линий электропередач для напряжения 110 кВ, после чего результаты сводим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 Итоговые данные расчета технико-экономических показателей внешнего электроснабжения

Вариант	Экономические показатели	Технические показатели
	К	СУ	З	?Э	G
	тыс. тенге	тыс. тенге/год	тыс. кВт•ч	тонны
Внешнее электроснабжение
Вариант 1. Uном = 35 кВ
Линии 95 мм2	10723,86	1255,98	2596,4	578,62	6,53
ГПП	14056	3688,72	5445,72	1705,07
Итого по варианту	24779,86	4944,7	8042,12	2283,69
Вариант 2. Uном = 110 кВ
Линии 70 мм2	8257,41	167,13	1199,36	1,11	9,28
ГПП	19544	4078,63	6521,63	1788,17
Итого по варианту	27801,41	4245,76	7720,99	1789,27

Т. о., вариант на 110 кВ более экономичен, следовательно дальнейшие расчеты ведем при напряжении 110 кВ.

3. Расчёт электрической сети и выбор оборудования

Предприятия крупных железнодорожных узлов имеют различные категории по надёжности электроснабжения. Для выполнения условий по электроснабжению первой категории необходимо иметь два независимых источника электроснабжения. Согласно ПУЭ /4/ в качестве независимых источников электроснабжения допускается считать две секции шин одной подстанции при выполнении следующих условий:

- каждая из секций шин питается от независимых источников;

- секции или системы шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы на одной из секций шин.

Источником питания электрических нагрузок железнодорожного узла является центральная понизительная подстанция (ЦРП) находящаяся на балансе эксплуатационной ответственности дистанции электроснабжения. ЦРП получает от энергосистемы электроэнергию по двум воздушным линиям на напряжении 110 кВ. На этой подстанции установлены два трёхобмоточных понижающих трансформатора с расщеплёнными обмотками со вторичным напряжением по 6 кВ. Трансформаторы с двумя вторичными обмотками на одинаковое напряжение необходимы для снижения тока короткого замыкания /3/. Обе вторичные обмотки имеют напряжение опыта короткого замыкания е_к = 10,5 % /5/. Системы шин на напряжении 110 кВ и 6 кВ секционированы. При этом на напряжении 6 кВ секционированы системы шин от каждой вторичной обмотки.

От ЦРП электрическая энергии на напряжении 6 кВ передаётся другим подстанциям железнодорожного узла и далее по кольцевой или радиальной схеме нескольким железнодорожным понизительным подстанциям среди которых есть потребители разных категорий надёжности электроснабжения. Нагрузки первой категории находятся на вокзале, дистанции сигнализации и связи (дом связи, пост электрической централизации) и др.

На ЦРП системы шин питаются от различных трансформаторов и независимы друг от друга. Для питания электрических нагрузок узла от каждой системы шин к железнодорожным подстанциям проложены кабельные и воздушные линии с рабочим напряжением 6 кВ. Схема электроснабжения предприятий железнодорожного узла строится на основе следующих принципов.

Первый принцип заключается в максимальном приближении источников высокого напряжения к электроустановкам потребителей. Благодаря этому снижаются потери электроэнергии, за счёт сокращения длины низковольтных магистральных токопроводов уменьшается расход цветных металлов на прокладку кабелей и проводов,.

Второй принцип состоит в отказе от «холодного резерва». Число специальных резервных, нормально не работающих линий и трансформаторов должно быть сведено к минимуму.

Третьим принципом является глубокое секционирование всех звеньев системы электроснабжения. На секционных аппаратах рекомендуется предусматривать системы автоматического включения резерва (АВР).

Четвёртым принципом является выбор режима работы элементов системы электроснабжения. Основным является режим раздельной работы, поскольку при этом существенно упрощается схема коммутации сети и уменьшается ток короткого замыкания. Благодаря раздельной работе на большинстве подстанций можно установить только разъединитель или выключатель нагрузки.

Понижающая подстанция, питающая данное депо включена в кольцевую схему железнодорожного узла и получает питание на напряжении 6 кВ по двум кабельным линиям.

Первый питающий фидер подстанции выполнен кабелем 6 кВ марки ААШВ 3Ч120, длина 0,90 км. На первой секции шин установлен понижающий трансформатор типа ТМ-630/6/0,4.

Второй питающий фидер подстанции выполнен кабелем 6 кВ марки АСБ 3Ч70, длина 0,70 км. Понижающий трансформатор второй секции шин типа ТМ-320/6/0,4. Системы шин высокого и низкого напряжения секционированы.

Подстанции депо (ТП Депо) имеет следующие посторонние низковольтные потребители: пост электрической централизации (ЭЦ) на 120 стрелок, заявленная мощность Р = 72,4 кВт, cos ц = 0,85 и станцию перекачки мазута, заявленная мощность Р = 50,0 кВт, cos ц = 0,85.

Также от первой секции шин 6 кВ подстанции депо отходит кабельная линия для питания комплектной трансформаторной подстанции (КТП) дистанции пути.

В распределительном устройстве высокого напряжения на существующей ТП Депо установлены комплектные камеры типа КСО 366. Приходящие и отходящие высоковольтные фидеры оснащены масляными выключателями типа ВМГ-10 выработавшими нормативный ресурс. При реконструкции данной подстанции необходимо:

- определить необходимость увеличения мощности или замены силовых понижающих трансформаторов;

- в высоковольтных камерах заменить масляные выключатели на вакуумные стационарного исполнения;

- оснастить распределительное устройство низкого напряжения современными типами панелей с новой коммутационной и защитной аппаратурой.

Трансформаторы питающей подстанции выбирается по условиям окружающей среды. Номинальная мощность трансформатора должна соответствовать средней нагрузке за максимально загруженную смену. Для потребителей первой категории нагрузка трансформатора должна быть не более 70% от номинальной мощности, для второй категории до 80%, третьей до 90% /4/.

При выборе числа и мощности силовых трансформаторов для понизительных подстанций важным критерием является надёжность электроснабжения. Для сокращения складского резерва и возможности взаимозамены следует стремиться выбирать не более двух или трёх стандартных мощностей трансформаторов. Высоковольтное и низковольтное распределительные устройства подстанции депо нуждаются в реконструкции.

Понижающие подстанции оснащается типовыми шкафами и ячейкам и на стороне высшего напряжения 6 кВ для защиты силового трансформатора может иметь предохранитель или выключатель нагрузки, а на стороне низшего напряжения - щит, состоящий из металлических шкафов с автоматическими выключателями (АВ, АВМ, АЕ) или блоками предохранитель - выключатель. Подстанция должна иметь каналы для подвода и вывода кабелей и проводов.

Двухтрансформаторные подстанции позволяют реализовать гибкую и надёжную схему взаимного резервирования и наиболее целесообразны. Обеспечение потребной мощности может быть достигнуто с учётом допустимой перегрузки тран...