Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Розрахунок електричних навантажень підприємства

Визначення електричних навантажень є першим і дуже важливим етапом проектування, оскільки величини електричних навантажень є вихідними даними для розв'язання комплексу технічних і пов'язаних з ними економічних питань, які виникають при проектуванні систем електропостачання. За величинами електричних навантажень вибирають елементи систем електропостачання, визначають втрати потужності. Від правильної оцінки очікуваних навантажень залежать: величина капітальних витрат в систему електропостачання (СЕП), надійність роботи та термін експлуатації СЕП, або окремих її елементів, експлуатаційні витрати тощо. Слід зауважити: якщо при проектуванні помилково занизити розрахункову потужність, всі елементи СЕП будуть перегріватися. Процес старіння ізоляції прискориться. Термін служби елементів СЕП (кабелів, трансформаторів і таке інше) зменшиться і вони будуть аварійно виходити з ладу. Якщо ж помилково розрахункову потужність збільшити, то термін служби елементів СЕП збільшиться, але використати цей термін служби не вдається внаслідок морального старіння обладнання. Є декілька методів визначення розрахункової потужності підприємств. Якщо відомі потужності електричних приймачів підприємства, то доцільно використовувати досить точний метод розрахунку розрахункової потужності: метод коефіцієнту максимуму .

Суть цього методу полягає у наступному: усі споживачі, що є на підприємстві (окрім таких, що працюють в короткочасному режимі і резервних, які при визначенні розрахункової потужності групи споживачів не враховуються) поділяють на дві групи:

1) такі, що працюють за постійним графіком навантаження;

2) такі, що працюють за змінним графіком навантаження. Для даних двох підгруп споживачів подальші розрахунки проводяться окремо за різними методиками. Алгоритм розрахунку розрахункової потужності для вищезгаданих підгруп споживачів наведено нижче.

За ступенями надійності електропостачання, електроприймачі заводу середнього машинобудівництва відносяться до І категорії.

1.1 Розрахунок змінних електричних навантажень

Розрахунок навантажень здійснюється для вибору та перевірки струмоведучих елементів (шин, кабелів, проводів), силових трансформаторів, а також для розрахунку втрат, коливань та відхилень напруг, вибору релейного захисту, сигналізації та компенсуючих пристроїв.

Для визначення розрахункових навантажень фабрики використовуємо метод коефіцієнта максимуму та коефіцієнта використання. Розрахунок навантажень ведеться за найнавантаженішу зміну, під час якої є найбільшим споживачем електричної енергії.

Опис розрахунку електричних навантажень

Для підприємства відомі кількість, паспортні дані та режим роботи обладнання. Тому розрахункові навантаження визначають за формулою:

Рр = kм · Рсм = kМ · РН · kВ , кВт,

Де Рсм - середнє навантаження за найнавантаженішу зміну групи електроприймачів однакового режиму, кВт;

РН - сумарна встановлена потужність електроприймачів (ЕП) цієї групи, кВт;

kМ - коефіцієнт максимуму навантаження;

kВ - коефіцієнт використання.

За цією формулою визначаємо розрахункове активне навантаження групи ЕП. Групова встановлена потужність групи (ЕП) даного цеху визначається, як сума номінальних напруг окремих ЕП, тобто:

РН = .

Середня активна та реактивна потужності за найнавантаженішу зміну для групи ЕП одного режиму роботи визначається:

Рсм = Кв • Рн;

Qсм = Рсм tg см,

де tg см - функція від характерного cos для даної групи ЕП.

Коефіцієнт максимуму kМ активної потужності визначається для різних коефіцієнтів використання за довідковими таблицями в залежності від ефективного числа ЕП або за залежностями kМ = f(ne), при kв = 0,10,9, в залежності від величини групового коефіцієнту використання та зведеного числа електроприймачів ne.

У загальному виді ефективне число ЕП :

Для спрощення розрахунків вводиться поняття коефіцієнту максимуму:

m =

Ефективне число електроприймачів приймається рівним дійсному їх числу, якщо m 3. При m 3 і Кв = 0,2

Де - потужність найбільшого ЕП групи, якщо ne n, то слід прийняти ne = n.

При m 3 та nе 4 - розрахункове навантаження приймається рівним:

Pp = Pн, кВт;

Де - коефіцієнт завантаження, який дорівнює 0,9 - для електроприймачів тривалого режиму роботи електрообладнання та 0,75 - для електроприймачів повторно-короткочасного режиму роботи.

ЕП, сумарна потужність яких не перевищує 5 потужності всієї групи, не враховується в виразах для m.

Методика визначення розрахункової реактивної потужності залежить від значення ne: ne > 10; Qp = Qсм, квар; ne 10; Qp = 1,1•Qсм, кВар.

Після визначення електричних активних та реактивних навантажень, визначаємо повну розрахункову потужність:

Sр =

Приклад визначення розрахункового навантаження для депарафінізованої установки.

Визначення середньої активної та реактивної потужності за найнавантаженішу зміну цеха.

Сумарна встановлена потужність електроприймачів дробильнго відділення складає 1800 кВт.

Рсм = kвРн,

Рсм = 0,4 • 900= 360 кВт

Qсм = Рсмtg см,

Qсм = 360 • 0,75 = 270 кВар.

Знаходимо значення m:

m = ,

Оскільки m > 3 і kB =0,4 > 0.2 то ефективна кількість електроприймачів

,

Для визначення розрахункової потужності Pp, знаходимо коефіцієнт максимуму Кm = f(Кв, ne) за табл. 8.1 [1]

Км = 1.12 оскільки ne = 12

Знаходимо Pp и Qp цеху:

Pp = КмРсм;

Pp = кВт;

так як ne > 10,

Qp = Qсм ,

Qp = 270 кВар.

Визначаємо повне розрахункове навантаження електроприймачів:

Sр = ,

Для інших цехів проводимо аналогічні розрахунки. Результати розрахунків заносимо у табл. 2.

трансформатор навантаження короткий замикання

1.2 Розрахунок постійних електричних навантажень

Сумарна номінальна активна потужність групи:

де Рном- - номінальна потужність і-того споживача групи, що розглядається.

Середня активна та реактивна потужності групи за максимально завантажену зміну:

;

,

де кві - коефіцієнт використання і - го споживача.

Розрахункові потужністі групи:

;

.

Опис метода розрахунку освітлювального навантаження

Виходячи з питомої потужності, що витрачається на одиницю освітлення площі виробничих корпусів і складів, визначається потужність яка витрачається на освітлення

,

Де Рос - розрахункове освітлювальне навантаження, кВт;

рПИТ - питома освітленість, Вт/м2;

F - площа приміщення, м2.

Площа приміщення знаходиться так

F = а•в,

Де а - довжина будинку, м;

в - ширина будинку, м;

Приклад розрахунку освітлювального навантаження депарафінізованої установки

Площа депарафінізованої установки:

F = м2.

Освітлювальне навантаження:

Рро = ро Кс S = 15•0,85•192•10-3 = 2,4 кВт

Для виробничих приміщень:

Ро = 15 Вт/м2

Кс = 0,85

S = 192 м2

Сумарна розрахункова потужність:

Р?р = Рр + Рро + Рвв = 403,2+2,4 +0 =405,6 кВт,

де Рвв = 0 кВт (див. табл. 2.)

Для інших цехів проводимо аналогічні розрахунки. Результати розрахунків заносимо до таблиці 4.1

2. ВИЗНАЧЕННЯ ЗАГАЛЬНОГО ЕЛЕКТРИЧНОГО НАВАНТАЖЕННЯЯ НАФТОПЕРЕРОБНОГО ЗАВОДУ ТА ПОБУДОВА КАРТОГРАМИ НАВАНТАЖЕНЬ

Для полегшення роботи щодо розміщення підстанції на генеральний план підприємства, наноситься картограма навантажень. Картограма навантажень являє собою кола. Для кожного цеха креслиться коло, центр якого збігається з центром навантажень цеха. Кожне коло поділяється на сектори, які відповідають освітлювальному навантаженню та силовому. Користування картограмою навантажень робить роботу з розміщення підстанції найточнішою і дозволяє запобігти серйозним похибкам.

Центр електричних навантажень можна прийняти співпадаючим з центром ваги фігури, що зображає корпус підприємства на плані. Підстанцію слід розмістити, як найближче до центра навантажень. Таке розміщення підстанції дозволяє звести до мінімуму протяжність мереж, втрати енергії та коливання напруги.

Кола на картограмі навантажень відповідають у певному масштабі розрахунковому навантаженню. Площі кіл пропорційні навантаженням, а центри збігаються з центрами навантажень окремих цехів.

Кола поділяються на сектори, площі яких у певному масштабі відповідають певному типу навантажень:

а) розрахункове навантаження електроприймачів;

б) розрахункове освітлювальне навантаження.

На генплані підприємства довільно проводяться вісі координат і знаходяться координати центра навантажень цехів.

ЦЕН цеху визначаємо як центр ваги фігури, створеними геометричними контурами цеху, якщо цех прямокутний чи квадратний. В інших цехах ЦЕН визначаємо згідно з формулою:

 ;

По розрахункових навантаженнях будуємо картограму навантажень, що відображена в графічному матеріалі проекту, та результати розрахунку зводимо у таблиці. 4.1 При цьому приймаємо допущення, що навантаження розподілені рівномірно по цеху. Задаємось масштабом m

Розглянемо на прикладі депарафінізованої установки.

Вихідні дані:

Р?р = 405,6 кВт

Рро = 2,4 кВт

Рвв = 0 кВт

Радіус кола навантаженя:

Для освітлювального навантаження (кут сектора кола навантаження):

Для інших цехів проводимо аналогічні розрахунки, а результати розрахунків зводимо в табл.2.1.

Таблиця 2.1

№	Освітлювальне навантаження	Силове навантаження	Всього по заводу	Координати ЦЕН	Коло навантажень
	Р0, Вт/м2	Кс	S, м2	Рро, кВт	, кВт	, кВт	, кВт	x	y	r, мм	Освітл, град.	НН, град.
1	0,015	0,85	1904	24,3	430,08	0	454,4	12	19	0	341	0,015
2	0,015	0,85	1752	22,3	509,6	0	531,9	13	15	0	345	0,015
3	0,015	0,85	264	3,4	1260	0	1263,4	20	1	0	359	0,015
4	0,015	0,85	252	3,2	540	0	543,2	13	2	0	358	0,015
5	0,015	0,85	100	1,3	351	0	352,3	11	1	0	359	0,015
6	0,015	0,85	1512	19,3	439,04	0	458,3	12	15	0	345	0,015
7	0,015	0,85	252	3,2	112	0	115,2	6	10	0	350	0,015
8	0,015	0,85	192	2,4	403,2	0	405,6	11	2	0	358	0,015
9	0,015	0,85	224	2,9	450	0	452,9	12	2	0	358	0,015
10	0,015	0,85	100	1,3	85,68	0	87,0	5	5	0	355	0,015
11	0,015	0,85	200	2,6	238	0	240,6	9	4	0	356	0,015
12	0,015	0,85	264	3,366	873,6	0	877,0	17	1	0	359	0,015
13	0,015	0,85	2592	33,048	67,2	0	100,2	6	119	0	241	0,015
14	0,015	0,85	256	3,264	285,6	0	288,9	10	4	0	356	0,015
15	0,015	0,85	100	1,275	85,68	0	87,0	5	5	0	355	0,015
16	0,015	0,85	720	9,18	352,8	0	362,0	11	9	0	351	0,015
	0,015	0,85	720	9,18	0	1512	1521,2	22	2	358	0	0,015
17	0,015	0,85	2500	31,875	168	0	199,9	8	57	0	303	0,015
	0,015	0,85	2500	31,875	0	672	703,9	15	16	344	0	0,015
18	0,015	0,85	2500	31,875	378	0	409,9	11	28	0	332	0,015
	0,015	0,85	2500	31,875	0	840	871,9	17	13	347	0	0,015
19	0,015	0,85	200	2,55	141,12	0	143,7	7	6	0	354	0,015
20	0,015	0,85	220	2,805	288	0	290,8	10	3	0	357	0,015
	0,015	0,85	220	2,805	0	1692	1694,8	23	1	359	0	0,015
21	0,015	0,85	224	2,856	422,24	0	425,1	12	2	0	358	0,015
22	0,015	0,85	972	12,393	133,28	0	145,7	7	31	0	329	0,015
23	0,015	0,85	720	9,18	270	0	279,2	9	12	0	348	0,015
24	0,015	0,85	320	4,08	1125	0	1129,1	19	1	0	359	0,015
25	0,015	0,85	2500	31,875	156,8	0	188,7	8	61	0	299	0,015
26	0,015	0,85	544	6,936	303,24	0	310,2	10	8	0	352	0,015
27	0,015	0,85	476	6,069	100,8	0	106,9	6	20	0	340	0,015
28	0,015	0,85	1440	18,36	80,64	0	99,0	6	67	0	293	0,015
Ц								125	232

Котельня №1 має складну геометричну форму, для знаходження координат центру навантаження розіб'ємо приміщення на 2 та 3 прості фігури зі своїми центрами (х1: у1),(х2:у2) та потім знайдемо співвідношенням площ фігур до навантажень загальний центр.

Лінійні розміри фігури 1: 48х24 м; фігури 2: 30х20 м;

Координати центру 1-ї першої фігури (175:340); 2-ї фігури (205:325); Відповідно площа 1-ї = 1152м2 2-ї = 600 м2

впотужність першої буде 2-ї: ,

Знайдемо загальний центр х0 для цеху:

Таблиця 2.2

Назва цеху	Координати ЦЕН
	Х, м	У, м
Нафтобаза	355	210
Котельня №1	185	334
Насосна мазуту	235	320
Насосна товарного парку№1	205	305
Насосна товарного парку№2	235	300
Лаболаторний корпус	320	300
Електрообезсолювальна уст.	175	276
Депарафінізована установка	197	280
Водонасосна №1	215	280
Електрообезсолювальна уст.	178	190
Електрообезсолювальна уст.	198	200
Теплоцентр	215	248
Склад	325	250
Електрозмішувальна установка	155	190
Електрообезсолювальна уст.	190	185
Цех №1	185	160
Цех №2	225	175
Цех №3	320	180
Компресорна	205	120
Котельня №2	245	120
Ремонтно-будівельний цех	320	120
Водонасосна №2	225	55
Насосна перекачування нафти	180	40
Споруда циркуляційної системи	225	55
Ремонтно-механічний цех	302	80
Гараж	345	80
Заводоуправління	325	47
ЦЕН заводу	101	189

Кординати центру електричних навантажень всього заводу знаходимо за формулою:

;

3. вибір систем напруг мережі живлення підприємства

3.1 Вибір мережі живлення підприємства

Вибір напруги живлячої мережі залежить від потужності, що споживається підприємством, його віддаленості від джерела живлення, кількості та потужності окремих електроприймачів.

Значення величини живлячої напруги визначає параметри ліній електропередачі та вибраного електрообладнання, а також, розміри капіталовкладень, втрати електроенергії.

Для визначення напруги ЛЕП використовують формулу Стилла:

;

l - відстань до джерела живлення

Р - розрахункова потужність по заводу.

Напруга мережі живлення 110кВ, оскільки є ГПП збудоване на території металургійного комбінату.

3.2 Вибір напруги розподільчої мережі підприємства

Через наявність високовольтних двигунів, які випускаються на напругу 6 кВ, можливий варіант виконання розподільчої мережі Uроз.мер = 6 кВ, а біля даних високовольтних двигунів споруджується РП цеху чи корпусу, що комутує їх. Інші цехи і корпуси, що не містять високовольтних двигунів і установок живляться від ЗРУ-6 кВ ГПП. Приймаємо цей варіант живлення.

4. ВИБІР СХЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХІВ

Розподільчу мережу живлення цехів підприємства виконуємо по радіальній схемі, оскільки навантаження підприємства розташовані в різних напрямках від джерел живлення.

Радіальними схемами є такі схеми, в яких електрична енергія від джерела живлення передається безпосередньо до місця споживання. Найчастіше застосовуються радіальні схеми з числом ступенів не більше двох.

Для даного заводу необхідно застосовувати одноступеневу радіальну схему. Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування всієї системи електропостачання, починаючи від джерел живлення, і закінчуючи збірними шинами напругою до 1 кВ цехових підстанцій. Радіальне живлення цехів двотрансформаторних підстанцій буде виконуватись від різних секцій РП окремими лініями для кожного трансформатора.

Схеми трансформаторних підстанцій 6/0,4 кВ проектується виконати без збірних шин первинної напруги з глухим приєднанням трансформатора. Схема трансформаторної підстанції ТП - 6/0,4 кВ наведена на рис.

Рис. Схема трансформаторної підстанції ТП - 6/0,4 кВ

5. ВИБІР ЧИСЛА ТА ПОТУЖНОСТІ ЦЕХОВИХ ТП

Число та потужність цехових трансформаторів вибирають виходячи з отриманих даних із розрахунку навантажень заводу та категорії споживачів.

При виборі ТП дотримуємось таких вимог:однотрансформаторні ТП встановлюємо при навантаженнях, що допускають перерву в електропостачанні на час доставки „складського резерву”. Інакше по можливості, необхідне резервування на вторинній напрузі;

· двотрансформаторні ТП застосовуємо при переважанні споживачів першої та другої категорій, або при нерівномірному добовому графіку навантаження;

· рекомендується на цехових ТП встановлювати трансформатори одного типу та потужності з межею зменшення складського резерву.

Обрані ТП перевіряються по безперебійності електропостачання- споживачі першої та другої категорій надійності при вимиканні одного з трансформаторів. Згідно ПУЕ допускається після аварійне перевантаження трансформатора ТП (що залишився в роботі) на 40% на час не більше 6 годин на добу протягом 5-ти діб, перевантаження тр-ра ТП на 90% допускається на 0,5 год., цього часу достатньо для вживання заходів по розвантаженню трансформатора. При цьому коефіцієнт заповнення добового графіка в умовах перевантаження.

Умова

Для прикладу розглянемо вибір числа та потужності ТП для тепло центру та електрообезсолювальних установок.

Розрахункова потужність:

Бажаний коефіцієнт завантаження:

Бажана потужність ТП:

Вибираємо комплектну ТП: КТП-2х1000 із Sном=1000кВ•А

Фактичний коефіцієнт завантаження трансформаторів ТП:

.

Таблиця 5.1

Назва	Sp	Sб	Bб	Sp?	№ ТП	Sном.т	Nт	Bф
цеху	кВА	кВА				кВА	шт
Котельня №1	648,08	762,5	0,85	1687,7	25	1200	2	0,70
Лаболаторний корпус	528,4	621,6	0,85
Цех №3	511,27	601,5	0,85
Водонасосна №1	555,09	653,0	0,85	1202,3	3	1200	2	0,50
Електрообезсолювальна установка	162,0	190,5	0,85
Депарафінізована установка	485,25	570,9	0,85
Електрообезсолювальна установка	103,12	121,3	0,85	1606,6	4	1200	2	0,67
Електрообезсолювальна установка	321,9	378,7	0,85
Теплоцентр	1181,6	1390	0,85
Електрозмішувальна установка	413,0	485,9	0,85	1234,2	21	1200	2	0,51
Електрообезсолювальна установка	109,0	128,2	0,85
Цех №1	424,6	499,5	0,85
Склад	85,462	100,5	0,85
Цех №2	202,19	237,9	0,85
Електроцех	179,47	211,1	0,85	1139,8	22	1200	2	0,47
Котельня №2	610,61	718,4	0,85
Компресорна	349,68	411,4	0,85
Ремонтно-будівельний цех	160,4	188,7	0,85	809,44	24	1200	2	0,34
Ремонтно-механічний цех	410,15	482,5	0,85
Гараж	136,34	160,4	0,85
Заводоуправління	102,55	120,7	0,85
Насосна мазуту	1529,8	1799,8	0,85	1529,8	2	1200	2	0,64
Насосна товарного парку№1	702,92	827,0	0,85	1769,5	1	1200	2	0,74
Насосна товарного парку№2	444,67	523,1	0,85
Нафтобаза	621,95	731,7	0,85
Водонасосна №2	342,05	402,4	0,85	1918,5	23	1200	2	0,8
Насосна перекачування нафти	1387,7	1632,6	0,85
Споруда циркуляційної системи	188,71	222,0	0,85

Таблиця 5.2

Приєднання	ТП
ГПП ЗРУ -6кВ	ТП-1	2
	ТП-2	2
	ТП-3	2
	ТП-4
	РП-6кВ №1	ТП-21	2
		ТП-22	2
		ТП-23	2
		ТП-24	1
		ТП-25	2
		Цех №1 6 кВ	-
		Цех №2 6 кВ	-
		Цех №3 6 кВ	-
		Компресорна 6 кВ	-

6. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНИЙ РОЗРАХУНОК

Для розгляду приймаємо такі варіанти:

Варіант 1 - напруга мережі живлення 110 кВ, живлення здійснюється по одній дволанцюговій лінії електропередачі.

Варіант 2 - живлення здійснюється по двох КЛ 6кВ.

6.1 Визначення потужності трансформаторів ГПП

Основні міркування при виборі трансформаторів ГПП такі:

Забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;

Забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з урахуванням динаміки росту електричних навантажень.

Схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися під навантаженням і споживачі І та II категорій мали два джерела живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені

На ГПП рекомендується встановлювати два трансформатори.

Економічно доведена величина рективної потужності,що передається в мережу підприємства в режимі максимальних навантажень енергосистеми:

кВар

=0,31 - для мережі напругою 115 кВ

Передача електроенергії від джерела живлення до ГПП здійснюється повітряними лініями 115 кВ. Вибір перерізів лінії здійснюється за розрахунковим струмом в нормальному режимі:

де Uн - номінальна напруга ГПП;

Sp - розрахункова потужність ГПП з боку живильної лінії;

N - кількість ланцюгів лінії;

?Рт - активна складова втрат у трансформаторах ГПП;

кВт

?Qт - реактивна складова втрат у трансформаторах ГПП;

кВАр

кВА - розрахункове навантаження ГПП

Потужність трансформаторів вибираємо на основі техніко-економічних розрахунків, а також, щоб в аварійних умовах один трансформатор забезпечив роботу всього заводу.

1.4 • Sн.т ? S'p.

Вибираємо трансформатор ТМН - 16000/110/6 з такими параметрами:

1.4 • 1600 ? S'p.

Далі розраховуємо струми нормального та аварійного режимів по варіантам.

Варіант 1.

Варіант 2

Тепер вибираємо лінії живлення за економічною густиною струму.

Варіант 1.

Для алюмінієвих проводів економічно вигідна густина струму

jек = 1,1 А/мм2 (табл.2.1[2]).

Площа економічно вигідного перерізу тоді

.

Вибираємо провід перерізом 70 мм2 мінімально допустимий для
ПЛ-110 кВ і вище згідно умов механічної стійкості під час проходження ЛЕП над водоймами. (Річка на генплані)

і

остаточно приймаємо проводи марки АС-70/11

Варіант 2.

Для кабельних ліній економічно вигідна густина струму jек = 1,4 А/мм2

Площа економічно вигідного перерізу:

але за умовами нагрівання в аварійному режимі одного кабеля недостатньо, тому приймаємо для прокладання три паралельних кабеля перерізом 150 мм2 з Ідоп = 275 А і r0 = 0.169 Ом/км, Х0= 0,078 Ом/км.

Поправочні коефіцієнти: на фактичну температуру середовища - ;

на число прокладених у траншеї кабелів - ( табл.11.22, );

на допустиме перевантаження - (табл.11.17, ).

Тоді:

Приймаємо кабелі Пв ЭГаП-3150. Розрахунок капіталовкладень проводимо у табличній формі .

Розрахунок капіталовкладень Таблиця 6.1

Назва обладнання	Одиниці	Кількість	Вартість
			Варіант 1 (110 кВ)	Варіант 2 (6 кВ)
			одиниці, тис.грн	всього, тис.грн	одиниці, тис.грн	всього, тис.грн
1. РУ-110 кВ 2. РУ-6 кВ з реактором 3 Роз'єднувач РНДЗ.(2)110/1000У1 4 ТМН-16000/110 5 ЛЕП-110 кВ, 2АС-70 6 Вимикач 7 Кабель ААшв 8 Будівельна установка	ячейки камера Шт шт км шт км шт	2 2 2+4 2 7 2 15 1	2,5 -- 0,0752+0,094=28,3 50 20,4 1,57 - 23,79	5 -- 0,51 100 122,4 3,08 - 23,79	4,5 4,33	8,7 200 91,54
Всього				254,78		300,24

Вартість трансформатора = 250=100 тис.грн

Розділимо капіталовкладення у лінії та підстанцію для кожного варіанту.

Варіант 1.

КЛ115 = 122,4 тис.грн., КРУ115 = К115 -КЛ115=254,78-122,4=132,38 тис.грн.

Варіант 2.

КК10 =291,54 тис.грн, КРУ10 =8,7 тис.грн.

Щорічні втрати.

Варіант 1.

1 . Розрахунок вартості втрат електроенергії

Число годин використання максимуму - ТМ =4500 год, тоді час максимальних втрат:



- основна та додаткова плата за двоставочним тарифом.

Отже ,питома вартість втрат потужності та електроенергії:

Питома вартість втрат хх трансформатора

де ТВ = 6000 год/рік - число годин включення на рік.

Втрати ХХ двох трансформаторів:

.

Втрати у обмотках трансформатора:

Де.

Втрати в ЛЕП 110кВ :

Отже, загальні втрати в проводах:

Тоді вартість втрат електроенергії:

ІІ . Амортизаційні відрахування.

Коефіцієнти амортизаційних відрахувань становлять :

Отже,амортизаційні відрахування:

ІІІ. Витрати на поточний ремонт.

Коефіцієнти відрахувань на поточний ремонт:

.

Тоді витрати на поточний ремонт:



Витрати на покриття споживання реактивної потужності трансформаторами.

Споживання реактивної потужності трансформаторами:

Питомі втрати на квар генерованої потужності:

.

Отже.дані витрати становлять:

Загальна сума щорічних втрат:

Варіант 2.

І. Розрахунок вартості втрат електроенергії.

Втрати потужності в реакторах приймаємо рівними 0,15% від РР.

Отже,

Втрати потужності в кабелях:

,

Значить,загальні втрати потужності:

Вартість втрат електроенергії:

ІІ. Амортизаційні відрахування.

Коефіцієнти амортизаційних відрахувань становлять :

Отже, амортизаційні відрахування:

ІІІ. Витрати на поточний ремонт.

Коефіцієнти відрахувань на поточний ремонт:



Тоді витрати на поточний ремонт:

Загальна сума щорічних витрат:

.

Зведені витрати

Варіант 1:

Варіант 2.

Вибираємо живлення варіанту .1

7. РОЗРАХУНОК МЕРЕЖІ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

Для вибору високовольтних комутаційних апаратів необхідно знати робочі струми необмежено довгих за часом режимів роботи, а також струми аварійного короткочасного режиму, трифазного режиму короткого замикання у відповідних точках системи електропостачання.

Необмежено довгий за часом режим роботи електротехнічної установки - це режим, що триває довше, ніж це необхідно для досягнення елементами електроустановки стабільної температури при незмінній температурі навколишнього середовища. Необмежено довга за часом робота обладнання електротехнічної установки характеризується двома режимами: нормальним та максимальним.

Нормальний - це такий режим, за якого всі елементи системи електропостачання електротехнічної установки знаходяться в роботі, а їх параметри не виходять за межі номінальних значень. Нормальний режим роботи електроустановки характеризується струмом нормального режиму Ін. Окремим випадком нормального струму є номінальний.

Максимальний - це такий режим роботи електротехнічної установки, за якого частина елементів системи електропостачання з різних причин вимкнена, внаслідок чого решта елементів системи електропостачання працює з підвищеним навантаженням. Максимальний режим роботи характеризується струмом максимального режиму Імакс .

7.1 Визначення струмів нормального та максимального режимів

Струми нормального та максимального режимів в приєднанні ТП-1 з трансформаторами потужністю 1200 кВА.

Струм нормального режиму

Ін = ;

Ін = А.

Струм максимального режиму

Імакс =;

Імакс = А

Ін = А

Струм максимального режиму

Імакс =;

Імакс = А

Струм в приєднанні високовольтних двигунів потужністю 1800 кВт:

Іном = ;

Іном = А.

Струм в приєднанні високовольтних двигунів потужністю 800 кВт:

Іном = А.

Струм в приєднанні високовольтних двигунів потужністю 1000 кВт:

Іном = А.

Струм в приєднанні високовольтних двигунів потужністю 1880 кВт:

Іном = А.

Струми нормального та максимального режимів в приєднанні РП№1:

Струми нормального та максимального режимів в приєднанні шинного мосту від ТМН-16000/115/6,5 до секцій шин 10 кВ ЗРУ - 10:

Струм нормального режиму

Ін = ;

Струм максимального режиму

Імакс =;

Для напруги 110 кВ розраховуємо струми:

7.2 Вибір перетину струмоведучих елементів

Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам тривало-допустимого їх нагрівання струмами як нормального, так і максимального режиму. У зв'язку із цим переріз провідників вибирають за економічно вигідною густиною струму для нормального режиму роботи електроустановки та перевіряють за граничною тривало-допустимою температурою tдоп. поверхні провідника при максимальному режимі. Економічно вигідний переріз провідника, мм2

де Ір - розрахунковий струм кабелю, А; jек - нормоване значення економічно вигідної густини струму, А/мм2.

Розрахунковий економічно вигідний Sек заокруглюється до найближчого більшого або меншого стандартного перерізу Sст, мм2.

Слід зауважити, що умовам вибору перерізу провідників за економічно вигідною густиною струму не підлягають

- збірні шини електроустановок та ошиновка в межах відкритих і закритих розподільчих пристроїв усіх напруг (а вибирається за нагрівом);

- мережі промислових підприємств і мережі напругою до 1 кВ при Тмакс до 4000...5000 год в рік;

- мережі тимчасових споруд;

- мережі освітлення промислових підприємств, житлових і громадських будинків, тощо.

Перевірка вибраного стандартного перерізу Sст за граничною тривало-допустимою температурою при максимальному режимі проводиться для всіх видів провідників - шин, кабелів, проводів. Тривало-допустима максимальна температура tдоп провідників нормується або умовою підвищеного окислення контактних з'єднань для неізольованих провідників, або умовою швидкого старіння ізоляції для ізольованих провідників. З урахуванням максимальних тривало-допустимих температур навколишнього середовища для tопт.с (для повітря 25 °С, для землі та води - 15 °С) для різних видів провідників стандартного перерізу та їх ізоляції експериментально отримані максимальні значення тривало-допустимих струмів Ідоп .

Провідник задовольняє умові нагрівання його до тривало-допустимої температури при максимальному режимі, якщо виконується залежність

кнав ? Ідоп ? Ір,

де кнав - допустимий коефіцієнт навантаження в максимальному режимі, більший за одиницю.

Для шин, неізольованих проводів, а також кабельних ліній напругою 10 кВ кнав = 1, тобто їх перевантаження в максимальному режимі недопустиме і має виконуватись умова

Ідоп ? Імакс.

Для кабелів напругою до 10 кВ з паперовою просоченою маслом ізоляцією, які частину доби мають навантаження менше за номінальне, може допускатися тимчасове перевантаження.

При протіканні струмів КЗ збільшуються втрати електроенергії в провідниках і контактах, що призводить до їх підвищеного нагріву. Нагрів може прискорити старіння і руйнування ізоляції, викликати зварювання і вигоряння контактів. втрату механічної міцності шин і проводів і т.п. Провідники і апарати повинні без пошкоджень переносити на протязі заданого розрахункового часу нагрів струмами КЗ, тобто повинні бути термічно стійкими.

Протікання струмів короткого замикання супроводжується також значними електродинамічними зусиллями між провідниками. Якщо не прийняти належних заходів, то під дією цих зусиль струмоведучі частини і їх ізоляція можуть бути зруйновані. Струмоведучі частини, апарати і електричні машини повинні бути сконструйовані таким чином, щоб витримати без ушкоджень зусилля, які виникають при КЗ, тобто повинні відповідати умові електродинамічної стійкості.

Вибір кабельної лінії для приєднання РП№1

Економічно вигідний переріз КЛ:

Sек = Ір / jек = 470/ 1,4 = 335 мм2.

Відповідно до економічно - вигідного перерізу КЛ приймаємо найближчий стандартний переріз Sст = 120 мм2 (4хАВВГ 3х120, Ідоп = 295х4=1180 А) [2].

Перевіримо вибраний кабель на стійкість до струмів максимального режиму

Ідоп = 1180х0,87=1026 А > Ім = 940 А. проходить,

Отже вибраний кабель є стійкий до струмів максимального режиму.

Вибір кабельної лінії для приєднань ТП з трансформаторами потужністю 1200 кВА що заживлені від секцій ЗРУта РП. Економічно вигідний переріз КЛ:

Sек = 90,6/1,4 = 64,7 мм2 .

Відповідно до економічно - вигідного перерізу КЛ приймаємо найближчий стандартний переріз Sст = 70 мм2 (ААшВ 3х70, Ідоп = 180 А).

Перевіримо вибраний кабель на стійкість до струмів максимального режиму Ідоп = 180 А > Ім = 149 А.

Отже вибраний кабель є стійким до струмів максимального режиму.

Вибір кабельної лінії для приєднань ТП з трансформаторами потужністю 1000 кВА що заживлені від секцій ЗРУ: Sек = 75/1,4 = 53 мм2 .

Відповідно до економічно - вигідного перерізу КЛ приймаємо стандартний переріз Sст = 70 мм2 (ААшВ 3х70, Ідоп = 180 А).

Перевіримо вибраний кабель на стійкість до струмів максимального режиму Ідоп =180 А > Ім = 150 А.

Отже вибраний кабель є стійким до струмів максимального режиму.

Вибір кабельної лінії для приєднань двигунів потужністю 2000 кВА. Економічно вигідний переріз КЛ Sек = 151/1,4 = 107 мм2.

Відповідно до економічно - вигідного перерізу КЛ приймаємо найближчий стандартний переріз Sст = 185 мм2 (ААшВ -3х185, Ідоп = 307 А).

Перевіримо вибраний кабель на стійкість до струмів максимального режиму Ідоп = 307 А > Ім = 302А.

Отже вибраний кабель є стійким до струмів максимального режиму.

Шинний міст від ТМН до секцій шин 10 кВ ЗРУ - 10 : Sек = 852/1,1 = 775 мм2.

Відповідно до економічно - вигідного перерізу приймаємо найближчий стандартний переріз Sст = 2х400 мм2 (АС -400, Ідоп = 2х860 А).

Перевіримо вибраний провід на стійкість до струмів максимального режиму Ідоп = 1720 А > Ім = 1704А.

Отже вибраний провід є стійким до струмів максимального режиму.

Вибір кабельної лінії для приєднань двигунів потужністю 800 кВА. Економічно вигідний переріз КЛ Sек = 97/1,4 = 69 мм2.

Відповідно до економічно - вигідного перерізу КЛ приймаємо найближчий стандартний переріз Sст = 95 мм2 (ААшВ 3х70, Ідоп = 200 А).

Перевіримо вибраний кабель на стійкість до струмів максимального режиму Ідоп = 200 А > Ім = 195А.

Отже вибраний кабель є стійким до струмів максимального режиму.

Вибір кабельної лінії для приєднань двигунів потужністю 1000 кВА. Економічно вигідний переріз КЛ Sек = 121/1,4 = 86 мм2.

Відповідно до економічно - вигідного перерізу КЛ приймаємо найближчий стандартний переріз Sст = 150 мм2 (ААшВ 3х150, Ідоп = 250 А).

Перевіримо вибраний кабель на стійкість до струмів максимального режиму Ідоп = 250 А > Ім = 242А.

Вибір кабельної лінії для приєднань двигунів потужністю 1800 кВА. Економічно вигідний переріз КЛ Sек = 219/1,4 = 156 мм2.

Відповідно до економічно - вигідного перерізу КЛ приймаємо найближчий стандартний переріз 2xSст = 150 мм2 (2xААшВ 3х150, Ідоп = 255 А).

Перевіримо вибраний кабель на стійкість до струмів максимального режиму Ідоп = 510 А > Ім = 438А.

Вибір кабельної лінії для приєднань двигунів потужністю 1880 кВА. Економічно вигідний переріз КЛ Sек = 229/1,4 = 163 мм2.

Відповідно до економічно - вигідного перерізу КЛ приймаємо найближчий стандартний переріз 2xSст = 150 мм2 (2xААшВ 3х150, Ідоп = 255 А).

Перевіримо вибраний кабель на стійкість до струмів максимального режиму Ідоп = 510 А > Ім = 458А.

Шинний міст від ТМН до секцій шин 10 кВ ЗРУ - 10: Sек = 561/1,1 = 510 мм2.

Відповідно до економічно - вигідного перерізу приймаємо найближчий стандартний переріз Sст = 240 мм2 (2хАС -240/19, Ідоп = 610 А).

Перевіримо вибраний провід на стійкість до струмів максимального режиму Ідоп = 2x610=1220 А > Ім = 1152А.

Отже вибраний провід є стійким до струмів максимального режиму.

8. РОЗРАХУНОК СТРУМІВ К.З

Короткими замиканнями (КЗ) називають замикання між фазами (фазними провідниками електроустановки), замикання фаз на землю (нульовий провід) в мережах з глухо- та ефективно-заземленими нейтралями, а також виткові замикання в електричних машинах.

Короткі замикання виникають при порушенні ізоляції електричних мереж. Причини таких порушень різні: старіння, і як наслідок цього, пробій ізоляції, накидання на проводи ліній електропередачі, обриви проводів із падінням на землю, механічні пошкодження ізоляції кабельних ліній при земляних роботах, удари блискавки в лінії електропередач, тощо.

Частіше всього КЗ відбувається через перехідний опір, наприклад через опір електричної дуги, що виникає в місці пошкодження. Іноді виникають металічні КЗ без перехідного опору. Для спрощення аналізу в більшості випадків при розрахунках КЗ розглядається металічне КЗ без врахування перехідного опору.

В трифазних електроустановках виникають три - та двофазні КЗ. Крім того, в трифазних мережах з глухо- та ефективно-заземленими нейтралями можуть виникати однофазні та двофазні КЗ на землю (замикання двох фаз між собою з одночасним з'єднанням їх із землею.

При трифазному КЗ всі фази електричної мережі знаходяться в однакових умовах, тому його називають симетричним. При інших видах КЗ фази знаходяться в різних умовах, в зв'язку із чим векторні діаграми струмів і напруг викривлені. Такі КЗ називають несиметричними .

При КЗ у ланцюгах підвищується струм і зменшується напруга. Підвищення струму КЗ призводить до збільшення втрат електроенергії в провідниках і контактах, що визиває їх підвищений нагрів. Нагрів може прискорити старіння і розклад ізоляції, визвати зварювання і вигоряння контактів, втрату механічної міцності шин і проводів і т.п. Падіння напруги приводить до порушення нормальної роботи ділянок системи електропостачання, а іноді і до розладу її в цілому. У процесі проектування ми визначаємо найбільші значення струму КЗ у всіх характерних точках системи електропостачання.

Розрахунки КЗ проводяться для вибору або перевірки параметрів електрообладнання, а також для вибору або перевірки установок релейного захисту і автоматики.

Розрахунок струмів КЗ з врахуванням дійсних характеристик і дійсного режиму роботи всіх елементів енергосистеми, що складається із багатьох електричних станцій і підстанцій, дуже важкий. Разом із тим, для вирішення багатьох задач, що зустрічаються на практиці, можна вводити припущення, які спрощують розрахунки і не вносять суттєві похибки. До таких припущень відносять наступні:

1) приймається, що фази ЕРС не змінюються (відсутність качання генераторів) на протязі всього процесу КЗ;

2) не враховується насичення магнітних систем , що дозволяє вважати постійними і незалежними від струму індуктивні опори всіх елементів коротко замкненої мережі;

3) нехтують намагнічуючими струмами силових трансформаторів;

4) не враховують, крім особливих випадків, ємнісні провідності елементів короткозамкненої мережі на землю;

5) вважають, що трифазна система є симетричною;

6) вплив навантажень на струми КЗ враховують приблизно;

7) при обчисленні струмів КЗ як правило нехтують активним опором мережі, якщо відношення х/r більше трьох.

Вказані припущення поряд з припущеннями розрахунків призводять до деякого перевищення реальних струмів КЗ (похибка практичних методів розрахунку не перевищує 10 %, що прийнято вважати допустимим).

При розрахунках струмів КЗ в установках до 1000 В необхідно враховувати опір шин, трансформаторів струму, рубильників, автоматичних вимикачів, параметри яких повинні вказуватися в розрахунковій схемі. В цілях спрощення розрахунків для кожної електричного ступеню замість її дійсного значення на шинах вказується середня напруга Uср кВ, згідно наступної шкали:

770; 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15.

Розрахунок струмів короткого замикання

Базова потужність і параметри системи:

Sб = 600 МВА. Хс=0,81;

Параметри трансформаторів ТМН-16000/115

UкВН-НН = 10 %;

Опори трансформаторів у відносних одиницях:

Опори ЛЕП:

;

.

Опори КЛ до РП:

,

,

Опори КЛ до ТП (l = 0,5 км):

, ;

, .

8.1 Коротке замикання в точці К1

Рис. Розрахункова схема

Sб = 600 МВА ; Uб = 115 кВ; Іб = кА.

Ударний струм:

де - надперехідний струм

Аперіодична складова струму КЗ:

, с,

де kу = 1,8 - ударний коефіцієнт.

Для нашого випадку () періодична складова струму початку розмикання:

.

Розрахунковий час початку розмикання:

. ;

де -найменший час спрацювання релейного захисту;

- особистий час розмикання вимикача.

Тепловий імпульс:

де - час спрацьовування основного релейного захисту,

повний час розмикання вимикача. Тепловий імпульс від системи:

Перевіряємо ЛЕП за умовою:

? =70 мм2

8.2 Коротке замикання в точці К2

Джерелами тут є система та двигуни (АД ). Отже,ми спочатку знаходимо від системи, а потім враховуємо вплив двигунів.

,

Надперехідне значення періодичної складової струму КЗ від системи:

.

Аперіодична скл...