Проектирование системы электроснабжения авиационного завода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Энергосбережение и углубление электрификации определяются обширной областью народного хозяйства, электроэнергетикой промышленности и транспорта, объектов агропромышленного комплекса, коммунально-бытовых, медицины, культуры, спорта, образования, сферы услуг, обороны, науки и др. Система электроснабжения является частью этой области, которая может быть определена от границы раздела предприятие - энергосистема до единичного электроприемника.

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения электроэнергией промышленных приемников электрической энергии. По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий.

Развитие и усложнение структуры систем электроснабжения, возрастающие требования к экономичности и надежности их работы в сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электроэнергии, широкое внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на базе современной вычислительной техники ставят проблему подготовки высококвалифицированных инженеров.

От надежного и бесперебойного электроснабжения зависит работа промышленного предприятия. Для эффективного функционирования предприятия, схема электроснабжения должна обеспечивать должный уровень надежности и безопасности.

Целью данного дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения авиационного завода, заключающаяся в выборе цеховых ТП и трансформаторов ГПП, электрооборудования ГПП, расчёте молниезащиты подстанции и защитного заземления, выполнении организационно-экономической части, и разработкой мероприятий по защите окружающей среды.

1 Краткое описание проектируемого завода

1.1 Структура завода

Электроснабжение авиационного завода планируется от заводской ГПП, которая будет получать питание от энергосистемы по двум воздушным ЛЭП. Распределение электроэнергии по заводским потребителям будет осуществляться по кабельным линиям высоковольтными КРУ 10кВ и трансформаторными цеховыми подстанциями с низковольтными КРУ 0,4 кВ.

Площадь территории предприятия - 540 тыс. м2 .

Структура завода представлена генеральным планом, показанным на рисунке 1.

1 - Насосная

2 - Административное здание

3 - Ремонтно-транспортный цех

4 - Заготовительный цех

5 - Заготовительный цех

6 - Кузнечно-прессовый цех

7 - Склад продукции

8 - Инструментальный цех

9 - Механический цех

10 - Механический цех

11 - Сборочный цех

12 - Термический цех

13 - Компрессорная

14 - Котельная

15 - Проектно-конструкторский корпус

Производственная структура предприятия учитывает организацию основных, вспомогательных подразделений (цехов, участков) и функциональных (обслуживающих) подразделений.



Рисунок 1 - Генплан предприятия

Взаимным расположением зданий и сооружений на территории предприятия, а также размещением в них основных подразделений выполняется требование поточности производственного процесса, предусматривающего кратчайшие пути транспортирования изделия по всему технологическому циклу - от запуска в производство исходных материалов до выхода с предприятия готовой продукции.

1.2 Состав и характеристика потребителей электроэнергии

Для проектируемого авиационного завода питание большинства электроприемников осуществляется переменным током. Напряжение питания электроприемников 0,4кВ и 10кВ.

По степени бесперебойности электроснабжения потребители различаются: к первой категории относятся потребители, перерывы электроснабжения которых могут повлечь опасность для жизни людей, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса; ко второй категории относятся потребители, перерывы электроснабжения которых связаны с простоем механизмов, транспорта, массовому недоотпуску продукции и т.д.; к третьей категории относятся потребители, не подходящие под определение 1 и 2 категории.

В состав завода входят следующие цеха: заготовительный, кузнечный, инструментальный, механический, сборочный, термический, а также вспомогательные цеха (котельная, насосная, компрессорная, ремонтно-транспортный).

В заготовительном цехе занимаются изготовлением деталей и в отдельных случаях механических узлов, заготовок материала - раскроя листа, отрезки заготовок, изготовления литья. На заготовительном участке производится рубка листов металла на мерные заготовки на гильотинных ножницах, пресс-ножницах, отрезных станках.

Разгрузка, перемещение заготовок, их отгрузка осуществляется с помощью эл. мостовых кранов. Режим работы приводов механизмов повторно-кратковременный и продолжительный. Напряжение питания электроприемников трехфазное переменное - 380В.

Инструментальный цех. В этом цехе изготавливают инструменты и приспособления. Основными электроприемниками являются различные виды металлорежущих станков (шлифовальные, токарные, сверлильные, фрезерные) и автоматические линии. Количество приводов в механических цехах достигает нескольких сотен. Режим работы приводов станков продолжительный. Питание осуществляется от сети трехфазного переменного тока напряжением 380 В.

Кузнечный цех служит для штамповки металла и обработки металла давлением. Основными электроприемниками цеха являются прессы. Режим работы прессов продолжительный, напряжение питания переменное - 380В. К вспомогательным электроприемникам кузнечного цеха относятся устройства подачи и укладки металла, а также электроприемники общепромышленного назначения (насосы, кондиционеры, подъемные механизмы). Режим работы этих устройств также продолжительный. В повторно-кратковременном режиме работают подъемные механизмы.

Все потребители кузнечного цеха относятся ко второй категории бесперебойности питания.

Сборочный цех обеспечивает сборку узлов и общую сборку изделий выпуска завода с использованием всех комплектующих, поступающих со всех подразделений производства и со склада комплектующих изделий центрального материального склада. Электроприемниками цеха являются станки (токарные, фрезерные и т.д.), автоматические линии, вентиляторы, насосы, краны. Напряжение питания переменное - 380В.

К вспомогательным цехам авиационного завода относятся: котельная, компрессорная, насосная, ремонтно-транспортный цех.

Котельная служит для производства горячей воды и перегретого пара, необходимых как в технологическом процессе, так и в бытовых целях (отопление). Основными электроприемниками котельной являются насосы. Режим работы насосов продолжительный.

Все потребители котельной относятся ко второй категории бесперебойности питания. трансформатор подстанция электроснабжение ток

Компрессорная служит для производства сжатого воздуха, необходимого в технологическом процессе (для прессов и устройств обработки металла давлением). Основными потребителями компрессорной являются компрессоры и вентиляторы. Режим работы приводов вентиляторов и компрессоров продолжительный, график нагрузки практически постоянный. Напряжение питания переменное - 10 кВ.

Насосная станция служит для подачи воды в котельную, снабжения ремонтных цехов технологической водой, для обеспечения водоснабжения установок пожаротушения. Основными электроприемниками насосной являются насосы. Режим работы насосов продолжительный. Напряжение питания насосов переменное - 10 кВ.

Ремонтно-транспортный цех, где концентрируется автомобильный парк, парк подъемно-транспортных устройств и других механизмов на авто- и гусеничном ходу. Этот цех необходим для ремонта транспорта предприятия, основными электроприемниками являются металлорежущие станки, грузоподъемные механизмы, а также электроприемники общепромышленного назначения. Режим работы приводов механизмов продолжительный и повторно-кратковременный. Напряжение питания электроприемников трехфазное переменное - 380В.

Электроосвещение цехов является однофазным потребителем. Напряжение питания переменное - 220 В. Все светильники в цехах размещаются равномерно на три фазы, что снижает мигание источников света и уменьшает несимметрию напряжения цеховых сетей.

Надежность электропитания в основном зависит от принятой схемы электроснабжения, степени резервирования отдельных элементов системы электроснабжения (линий, трансформаторов, электрических аппаратов и др.).

Основными потребителями в проектируемых объектах являются: электродвигатели 380 В приводов насосов, вентиляторов, электродвигатели станочного оборудования, кузнечно-прессовые, электроосвещение и др.

Высоковольтными электропотребителями являются асинхронные двигатели 10 кВ компрессорной и насосной.

Авиационный завод работает в две смены, исключением являются: компрессорная, котельная и некоторые электроприемники, работающие непрерывно.

В авиастроении потребители преимущественно относятся ко второй категории по степени бесперебойности и допускают перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Нагрузки первой категории составляют незначительную долю. К ним в основном относятся пожарные насосы, электроприемники компрессорной и котельной, работа которых необходима для поддержания технологического процесса, аварийное освещение, устройства связи и сигнализации.

2 Расчёт электрических нагрузок 0,4кВ

Промышленные предприятия потребляют около двух третей вырабатываемой в стране энергии. Основными элементами систем электроснабжения промышленных предприятий являются электрические сети, а также различные трансформаторные и преобразовательные подстанции. Выбор этих элементов производится по расчетным электрическим нагрузкам. Занижение расчетных нагрузок приведет к перегревам элементов систем электроснабжения и ускоренному их износу, завышение расчетных нагрузок проводит к излишним капиталовложениям и затратам на системы электроснабжения. Из сказанного ясно, какое важное значение имеют разработка и внедрение в практику проектирования систем электроснабжения научно обоснованных и достаточно точных методов расчета электрических нагрузок.

Расчет начинают с определения номинальной мощности каждого электроприемника независимо от технологического процесса, средней мощности (мощности, затраченной в течении наиболее загруженной смены) и максимальной расчетной мощности участка, цеха, завода.

При отсутствии данных о количестве электроприемников допускается определять нагрузку по методу коэффициента спроса . Метод коэффициента спроса наиболее прост, широко распространен. Он заключается в использовании выражения

(2.1)

по известной (задаваемой) величине и табличным значениям

, (2.2)

где - средневзвешенный коэффициент мощности нагрузки цеха, и т.д.

По таблице 2.2 [4] выбираем , , . Результаты расчета нагрузок цехов сводим в таблицу 2.1. Расчет нагрузок до 1000 В производим по методу коэффициента спроса, нагрузок 10 кВ - по методу упорядоченных диаграмм.

Таблица 2.1-Низковольтная нагрузка

Наименование цеха	,кВт			, кВт	, квар	, кВА
Насосная	60		0,75	45	33,75	56,25
Административное здание	680		0,3	90	67,5	112,5
Ремонтно-транспортный цех	1340		0,3	126	94,5	157,5
Заготовительный цех	3510		0,2	248	290,16	381,7
Заготовительный цех	3510		0,75	1882,5	1656,6	2507,6
Кузнечно-прессовый цех	2871		0,4	748,4	972,92	1227,5
Склад продукции	550		0,3	195	146,25	243,75
Инструментальный цех	3520		0,4	1408	1056	1760
Механический цех	2670		0,16	427,2	739	853,6
Механический цех	2670		0,5	1205	1410	1854.6
Сборочный цех	3410		0,7	2548	1911	3185
Термический цех	3640		0,75	262,5	196,8	328,13
Компрессорная	70		0,8	56	34,72	65,88
Котельная	950		0,8	760	471,2	894,2
Проектно-конструкторский корпус	770		0,3	261	195,75	326,25

3 Выбор цеховых трансформаторных подстанций

3.1 Выбор числа и мощности цеховых ТП

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов должен быть технически и экономически обоснован, так как это оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения. Для удобства эксплуатации систем промышленного электроснабжения необходимо стремиться к применению не более двух - трех стандартных мощностей трансформаторов, что ведет к сокращению складского резерва и облегчает взаимозаменяемость трансформаторов.

Для цеховых понижающих трансформаторов существует экономически выгодная номинальная мощность трансформаторов , которая согласно [4] принимается в зависимости от удельной плотности расчетной нагрузки :

= 1000 кВА при < 0,2 кВА/м2;

= 1600 кВА при =0,20,3 кВА/м2;

= 2500 кВА при > 0,3 кВА/м2.

При 0,4 кВА/м2 следует применять двух трансформаторные подстанции независимо от категории бесперебойности питания.

, (3.1)

где - максимальная расчетная нагрузка цеха, кВА;

- площадь цеха, м2.

Количество цеховых трансформаторов определяем по формуле:

, (3.2)

где - коэффициент загрузки трансформаторов, который в соответствии с [4] рекомендуется принимать:

- = 0,650,7 для двух трансформаторных подстанциях при наличии электроприемников первой и второй категории;

- = 0,750,85 для двух трансформаторных подстанциях при наличии электроприемников второй и третьей категории;

- = 0,90,95 для одно трансформаторных подстанциях.

Результаты выбора числа и мощности цеховых трансформаторов сводим в таблицу 3.1.

Тип трансформаторов принимаем ТМЗ (трёхфазные, масляные с негорючим диэлектриком), общего назначения, для комплектных трансформаторных подстанций. Технические данные трансформаторов по [2] приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.1 - Расчет числа и мощности цеховых ТП

Наименование цеха	, кВА	, м2	, кВА/м2	, кВА	, о.е.	, шт
Насосная	56,25	5400	0,01	60	0,85	0,1
Административное здание	255	10800	0,02	160	0,85	0,3
Ремонтно-транспортный цех	412,30	9000	0,05	250	0,85	0,5
Заготовительный цех	3510	27000	0,13	1000	0,85	4,1
Заготовительный цех	3510	27000	0,13	1000	0,85	4,1
Кузнечно-прессовый цех	1914	18900	0,1	1000	0,85	2,3
Склад продукции	206,25	13500	0,02	160	0,85	0,2
Инструментальный цех	1760	18900	0,09	1000	0,85	2,1
Механический цех	854,4	21600	0,04	630	0,85	1
Механический цех	854,4	21600	0,04	630	0,85	1
Сборочный цех	2623,0	18900	0,14	1000	0,85	3,1
Термический цех	3185	5400	0,15	1000	0,85	3,7
Компрессорная	65,88	3600	0,02	60	0,7	0,1
Котельная	894,11	5400	0,17	630	0,7	1,3
Проектно-конструкторский корпус	288,75	9000	0,03	160	0,85	0,3

На основании произведенного расчета, для цехов 8,13,14; 9,10; 1,6,7; 2,3,11,15 целесообразно выбрать общую КТП т.к. расчетные мощности этих цехов малы.

Таблица 3.2 -Технические данные трансформаторов

Тип	Номинальная мощность,	Номинальное напряжение обмоток, кВ	Потери, кВт	Напряжение КЗ,	Ток ХХ,
	кВ	ВН	НН	ХХ	КЗ	%	%
ТМЗ-630/10	630	10	0,4	1,3	7,6	5,5	1,8
ТМЗ-1000/10	1000	10	0,4	1,9	10,8	5,5	1,2
ТМЗ-1600/10	1600	10	0,4	2,65	16,5	5,5	1
ТМЗ-2500/10	2500	10	0,4	3,75	24	5,5	0,8

3.2 Компенсация реактивной мощности на стороне 0,4 кВ

Компенсация реактивной мощности (КРМ) является неотъемлемой частью задачи проектирования электроснабжения промышленного предприятия. Компенсация реактивной мощности одновременно с улучшением качества электроэнергии в сетях промышленных предприятий является одним из основных способов сокращения потерь электроэнергии.

Передача реактивной мощности вызывает дополнительные затраты на увеличение сечения проводников сетей и мощностей трансформаторов, создаёт дополнительные потери электроэнергии. Кроме того, увеличиваются потери напряжения за счёт реактивной составляющей, пропорциональной реактивной нагрузке и индуктивному сопротивлению, что снижает качество электроэнергии по напряжению.

Поэтому важное значение имеет компенсация реактивных нагрузок и повышения коэффициента мощности в системах электроснабжения предприятия. Под компенсацией подразумевается установка местных источников реактивной мощности, благодаря которой повышается пропускная способность сетей и трансформаторов, а также уменьшаются потери электроэнергии.

Суммарная мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В определяем по двум критериям:

1. По минимуму суммарных приведенных затрат на конденсаторные установки и цеховые трансформаторные подстанции.

2. По минимуму суммарных приведенных затрат на конденсаторные установки и потери электроэнергии в сети предприятия напряжением 10 кВ и в трансформаторах.

Основная мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В определяется первым критерием, а по условию минимума потерь ЭЭ в сети предприятия напряжением 10 кВ (второй критерий) находится их дополнительная мощность.

Суммарная (основная и дополнительная) расчетная мощность

QКУ = QК1 + QК2, (3.4)

По первому критерию мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В следует определять, исходя из целесообразности уменьшения количества цеховых трансформаторов или снижения их номинальной мощности (при том же количестве).

; (3.5)

где Дn - добавка до ближайшего целого числа.

Выражение (3.5) предполагает полную компенсацию реактивной мощности, однако при этом может получиться большая мощность Qнк1. Поэтому определяется экономически оптимальное число трансформаторов nт.эi:

; (3.6)

где m - дополнительное число трансформаторов, зависящие от значения удельных затрат на передачу Q с учетом постоянных составляющих капитальных затрат З*:

где зик, звк, зтп - усредненные приведенные затраты на конденсаторные установки напряжением до и выше 1000 В и трансформаторные подстанции соответственно. При отсутствии точных данных по зик, звк и зтп значение m можно найти по рис. 2.1[8].

По выбранному количеству трансформаторов (раздел 3) вычисляем наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжением до 1000 В:

, (3.7)

По значению находим суммарную мощность конденсаторов напряжением до 1000 В, которую необходимо установить для данной группы трансформаторов согласно первому критерию:

, (3.8)

где - суммарная (наибольшая) расчетная реактивная нагрузка цеха.

Если окажется, что < 0, то по первому критерию установка конденсаторов не требуется и принимаем = 0.

Дополнительная суммарная мощность по второму критерию для данной группы трансформаторов

, (3.9)

где - расчетный коэффициент, значение которого зависит от показателей , и схемы питания цеховых подстанций и определяется по рисунку 16 [7]. Показатели и определяются по таблицам 13 и 14 [7] соответственно. Результаты расчета сводим в таблиц 3.3 и 3.4.

Эта методика применима только при nТР>3. Если число трансформаторов в цехе менее 3, то применяется упрощенный метод выбора КУ. В данном случае считаем по формуле:

, (3.10)

где tgцЭ - коэффициент мощности, заданный энергосистемой, о. е.

Производим расчёт для цехов:

Механический цех.

Тангенс угла сдвига фаз до компенсации реактивной мощности:

где QР.Ц, РР.Ц - активная и реактивная мощности цеха, кВт, квар;

Суммарная мощность компенсирующего устройства:

,

где tgцЭ - коэффициент мощности, заданный системой, о. е.

QКУ = 427,2?(1,73 - 0.2) = 654,5 квар.

В качестве источников реактивной мощности используем комплектные конденсаторные установки с размещением их на шинопроводах ТП.

На каждый секционный шинопровод ТП устанавливаем конденсаторную установку.

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.5

Производим выбор КУ и уточняем расчётные нагрузки QР.УТ

QР.УТ = QP - QН.КУ, (3.11)

где QН.КУ - номинальная мощность КУ;

QP - расчётная максимальная реактивная нагрузка цеха.

В качестве КУ принимаем комплектные конденсаторные установки.

Для цеха 8 выбираем: УКМ-0,4-268У3 - 2 шт и УКМ-0,4-100У3 общей мощностью QН.КУ = 736 кВАр, отсюда QР.УТ =739,9-736=3,9 квар.

Аналогично производим расчет для остальных цехов. Расчёты сведены в таблицу 3.5.

Таблица 3.3 - Результаты расчета компенсации реактивной мощности в сети 0,4 кВ (при числе трансформаторов больше 3)

Номер цеха	, кВт	, квар	, шт	, шт	, шт	, квар	, квар		, квар
4	2632,5	2321,6	4	0	4	2151,7	169,8	0,8	0
5	2632,5	2321,6	4	0	4	2151,7	169,8	0,8	0
11 (2,3,11,15)	2408	2632,9	4	0	4	2400,3	7,7	0,8	0
12	2548	1911	4	0	4	1935,8	612,1	0,7	0
8,13,14	2224	1561,7	4	0	4	1881,4	0	0,7	0

Таблица 3.4 - Выбор типа и мощности конденсаторных установок

Номер цеха	, квар	Тип КУ	Количество, шт	, квар	, квар
4	169,8	УКМ-0,4-100	2	200	2121,6
5	169,8	УКМ-0,4-100	2	200	2121,6
11 (2,3,11,15)	7,7	-	-	-	-
12	612,1	УКМ-0,4-268	2	536	1375

Таблица 3.5 - Выбор компенсирующих устройств и уточнение расчётных нагрузок (при числе трансформаторов меньше 3)

Номер цеха	Pp, кВт		QКУ, квар	Тип	Кол-во	QН.КУ, квар	QР, квар	QР.УТ, квар
1,6,7	1358,4	1,24	1417,0	УКМ-0,4-402	4	1608	1688,7	80,7
9,10	854,4	1,73	1307,2	УКМ-0,4-268 402	2 2	1340	1479,8	139,8

3.3 Уточнение числа и мощности цеховых ТП после КРМ

Пересчитываем полную расчетную мощность:

(3.12)

После уточнения расчетных нагрузок цеха уточняем выбор числа и мощности цеховых трансформаторов. Результаты выбора сводим в таблицу 3.6

(3.13)

Таблица 3.6-Уточнение выбора числа и мощности цеховых трансформаторов

Номер цеха	РР., кВт	QР.УТ, квар	SР.УТ, кВА/м2	nТР	SН.ТР.УТ, кВА	nТР.УТ	КЗФ
1,6,7	1358,4	80,7	1360,8	2	1000	2	0,68
2,3,11,15	2408	2632,9	3568,0	4	1000	4	0,89
4	2632,5	2121,6	3381,0	4	1000	4	0,85
5	2632,5	2121,6	3381,0	4	1000	4	0,85
8,13,14	2224	1561,7	2717,5	4	1000	4	0,68
9,10	854,4	139,8	865,8	1	630	2	0,69
12	2548	1375	2895,3	4	1000	4	0,72

4 Расчёт электрических нагрузок 10 кВ

4.1 Расчёт электрических нагрузок потребителей на стороне 10 кВ

Расчет электрических нагрузок потребителей на стороне 10 кВ выполняем методом коэффициента спроса

Рр=Кс?Рном , (4.1)

Qp=Pp?tgц, (4.2)

где Кс - коэффициент спроса

n - количество электроприемников

Результат записываем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Расчет электрических нагрузок высоковольтных электродвигателей

Наименован. цеха	колич. эл. пр. колич. резерв	Ру, кВт			N, шт.	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА	Кс, о.е.
Насосная	2/1	320			2	448	336	560	0,7
Компрессорная	3/1	320			3	672	504	840	0,7

4.2 Расчёт потерь в цеховых трансформаторах

Для расчета потерь мощности трансформаторов используем их паспортные данные:

1. Активные потери в трансформаторах

, (4.3)

где - потери холостого хода трансформатора, кВт;

- потери короткого замыкания, кВт;

- коэффициент загрузки трансформаторов фактический, таблица 3.4

2. Реактивные потери в трансформаторах

, (4.4)

где - число трансформаторов;

- ток холостого хода трансформатора, %;

- напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Рассчитываем потери по цехам:

Заготовительный цех

Аналогичные расчеты производим для остальных цехов. Результаты расчетов сводим в таблицу 4.2

Таблица 4.2 - Потери мощности в трансформаторах ТП

Номер цеха		, кВт	,квар
1	2	3	4
Цех 1	0,68	13,8	74,5
Цех 6
Цех 7
Цех 2	0,89	20,9	110,8
Цех 3
Цех 11
Цех 15
Цех 4	0,85	19,4	103,2
Цех 5	0,85	19,4	103,2
Цех 8	0,68	13,8	74,5
Цех 13
Цех 14
Цех 9	0,85	13,6	72,6
Цех 10
Цех 12	0,79	17,2	92,3

4.3 Определение расчетных нагрузок 10кВ с учетом компенсации реактивной мощности

Для определения расчетных нагрузок на стороне 10 кВ к расчетным нагрузкам на стороне 0,4 кВ добавляются потери мощности в цеховых трансформаторах и мощность высоковольтных потребителей.

Расчет производим по формулам

, (4.5)

где - активные и реактивные потери в трансформаторах;

- активная и реактивная мощности высоковольтных потребителей (для синхронных двигателей реактивная мощность берется со знаком "-");

- активная и реактивная расчетные мощности низковольтных потребителей.

Результаты расчетов сводим в таблицу 4.3.

4.4 Решение вопросов компенсации РМ на стороне 10кВ

Энергосистемой задается экономически оптимальное значение коэффициента мощности предприятия . Экономически оптимальное значение реактивной мощности, которая может быть передана предприятию в период максимальной нагрузки энергосистемы, определяется по выражению:

(квар).

Суммарная расчетная мощность высоковольтных конденсаторных установок определяется из условия баланса реактивной мощности:

(квар).

В качестве компенсирующих устройств применяем комплектные конденсаторные установки типа УКЛ-10,5-2700 в количестве 2 штук и УКЛ-10,5-1800 в количестве 2 штук. Суммарная мощность установок:

Qвку=2700?2+1800?2=9000 квар.

Суммарная реактивная нагрузка на шинах 10кВ:

Уточняем значение полной расчетной мощности:

5 Выбор трансформаторов ГПП

5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора необходимо располагать суточным графиком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и среднесуточная активная нагрузка данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. При отсутствии суточного графика с достаточной для практических целей точностью на заданный расчетный уровень определяется максимальная активная нагрузка (МВт).

Номинальная нагрузка каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.

Номинальная мощность трансформатора на подстанции с числом трансформаторов n >1 в общем виде определяется из выражения, МВА:

, (5.1)

где - расчетная мощность, МВт;

- суммарная активная максимальная нагрузка подстанции на расчетный уровень пять лет, МВт;

- коэффициент участия в нагрузке потребителей 1- и 2-й категории;

- коэффициент допустимой аварийной перегрузки;

- коэффициент мощности нагрузки.

Для проектируемой двухтрансформаторной подстанции, то есть при n = 2,

, (5.2)

При аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40 % на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 сут.

Так как < 1, а > 1, то их отношение всегда меньше 1 и характеризует собой ту резервную мощность, которая заложена в трансформаторе при выборе его номинальной мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет закладываемый в трансформаторы резерв установленной мощности, тем более эффективным будет использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.

Завышение коэффициента k приводит к завышению суммарной установленной мощности трансформаторов на подстанции.

Уменьшение коэффициента возможно лишь до такого значения, которое с учетом перегрузочной способности трансформатора и возможности отключения неответственных потребителей позволит покрыть основную нагрузку одним оставшимся в работе трансформатором при аварийном выходе из строя второго.

Таким образом для проектируемой подстанции

, (5.3)

В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции с учетом k = 0,7

(МВА)

Из ряда стандартных мощностей понижающих трансформаторов выбираем трансформаторы номинальной мощностью = 16 (МВА).

Загрузка трансформаторов в нормальном режиме (в работе оба трансформатора)

Загрузка трансформаторов в аварийном режиме (в работе один трансформатор)

Как видно, при этом значении k в аварийном режиме обеспечивается сохранение всей без отключения неответственных потребителей. Трансформатор будет загружен на 100 %, что допустимо.

Выбираем 2 трансформатора типа ТДН-16000/110. Это трехфазный двухобмоточный трансформатор, масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла, с регулированием напряжения под нагрузкой.

Таблица 5.1-Технические данные трансформатора

, кВ	, кВ	, %	, кВт	, кВт	, %	Пределы регулирования
115	11	10,5	86	21	0,85	91,78

5.2 Выбор места расположения ГПП. Картограмма нагрузок

Правильный выбор типа и мощности трансформаторов, а также правильное размещение подстанции на предприятии является основой для рационального построения схемы распределения электрической энергии.

Особенно важен вопрос о размещении ГПП, которая определяет схему предприятия. В этом случае проектирование систем электроснабжения осуществляется на основе генерального плана предприятия, на который нанесены все производственные цеха и отдельные участки предприятия. Расположение цехов на генеральном плане предприятия определяется технологическим процессом производства, а также архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями.

Выбор типа и места расположения подстанции осуществляется следующим образом:

1. Строим картограмму нагрузок.

Картограмма нагрузок представляет собой размещение на генеральном плане окружностей, площади которых в принятом масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Каждому цеху, отдельному зданию, сооружению соответствует окружность, центр которой совмещают с центром нагрузок цеха, то есть с символической точкой потребления ими электроэнергии. Поэтому расположение ГПП вблизи питаемых ими нагрузок позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии и сократить протяженность как сетей высокого напряжения предприятия, так и цеховых электрических сетей.

Картограмма дает возможность наглядно представить распределение нагрузок по территории промышленного предприятия. Она состоит из окружностей, причем площадь круга (), ограниченная каждой из этих окружностей, с учетом принятого масштаба m равна расчетной нагрузке соответствующего цеха, что определяет радиус окружности:

, (5.4)

где - расчетная нагрузка каждого цеха;

m - масштаб.

2. Выявляем сосредоточенные нагрузки и находим центр групп распределенных нагрузок.

При разработке схемы электроснабжения предприятия рекомендуется размещать источники питания с наибольшим приближением к центру питаемой нагрузки, под которым понимается условный центр. Проведя аналогию между массами и электрическими нагрузками цехов , координаты их центра для размещения источника питания (ГПП) можно определить по формулам:

(5.5)

где - координаты центра нагрузки каждого цеха;

3. Намечаем место расположения подстанции и согласовываем его с генпланом, технологами и строителями.

Принимаем масштаб: 0,5 кВА - 1 мм. Тогда радиус круга

Результаты расчетов сводим в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 -Построение картограммы электрических нагрузок

Номер цеха	, м	, м	, мм	, кВА
Цех 1	243	690	19,8	616,25	149748,75	425212,50
Цех 2	243	210	12,7	255,0	61965,00	53550,00
Цех 3	105	240	16,2	412,31	43292,55	98954,40
Цех 4	537	570	47,3	3510,0	1884870,00	2000700,00
Цех 5	645	570	47,3	3510,0	2263950,00	2000700,00
Цех 6	75	615	34,9	1914,0	143550,00	1177110,00
Цех 7	243	555	11,5	206,25	50118,75	114468,75
Цех 8	585	345	33,5	1760,0	1029600,00	607200,00
Цех 9	537	150	23,3	854,4	458812,80	128160,00
Цех 10	645	150	23,3	854,4	551088,00	128160,00
Цех 11	135	345	40,9	2623,1	354118,50	904969,50
Цех 12	417	150	45	3185,0	1328145,00	477750,00
Цех 13	417	690	24	905,88	377752,79	625058,58
Цех 14	417	600	23,9	894,12	372848,04	536472,00
Цех 15	105	450	13,6	288,75	30318,75	129937,50
Итого:	21789,46	9100178,93	9408403,23

Центр нагрузок находится в точке с координатами

По расчетным данным центр нагрузок предприятия находится между 14 и 13 цехами, но места для расположения ГПП здесь недостаточно. Поэтому подстанцию смещаем на свободное место. Новые координаты ГПП: . Место расположения ГПП показано на рисунке 5.1.



Рисунок 5.1 - Генплан предприятия с ГПП

6 Выбор схемы электроснабжения предприятия

Система электроснабжения предприятия состоит из источников питания, линий электропередач, осуществляющих подачу электроэнергии к предприятию, понизительных, распределительных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабелей и воздушных линий.

Требования, предъявляемые к электроснабжению предприятий, в основном зависят от потребляемой ими мощности, характера электрических нагрузок, особенностей производства, климатических условий и других факторов. Схема электроснабжения должна удовлетворять следующим требованиям: надежность, экономичность, удобство и безопасность эксплуатации, а также обеспечение необходимого качества электроэнергии у приемников и возможность дальнейшего развития сети.

Надежность сети определяется категорией потребителей. Экономичность сети характеризуется стоимостными показателями (приведенными затратами). Кроме того необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок по территории предприятия, а также его потребляемую мощность.

Принимаем схему электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП). Ввиду наличия потребителей I-ой категории по степени бесперебойности питания предусматриваем секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

При построении схемы электроснабжения исходим из принципа максимально-возможного приближения высшего напряжения к электроустановкам потребителей и применения минимального количества ступеней промежуточной трансформации.

Резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в самой схеме электроснабжения. Для этого все элементы схемы (линии, трансформаторы, аппаратура) должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме (после отключения поврежденных участков) принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов нагрузок.

При секционировании всех звеньев системы электроснабжения, начиная от шин ГПП, должна быть предусмотрена установка на них системы АВР (автоматического ввода резерва) для повышения надежности питания. При этом в нормальном режиме работы следует обеспечивать раздельную работу элементов системы электроснабжения, что снижает уровень токов короткого замыкания, облегчает и удешевляет коммутационную аппаратуру и упрощает релейную защиту.

Выбор наилучшего варианта производится на основании технико-экономических расчетов и рассмотрен в подразделе 6.1.

Все распределительные сети выполнены кабельными линиями, проложенными по комбинированным эстакадам и в траншеях.

6.1 Технико-экономический расчет

Технико-экономический расчет производится для двух вариантов построения схемы электроснабжения (рисунок 6.1, 6.2).

Учитывая малую площадь предприятия потерями в кабельных линиях пренебрегаем.

Вариант 1. Предусматривает питание цехов:

№4 от ТП 1;

№5 от ТП 2;

№8,13, 14 от ТП 3;

№9,10 от ТП 4;

№12 от ТП5;

№1,6,7 от ТП6;

№2,3,11,15 от ТП7.

Высоковольтные двигатели цехов №1, 13 от РУ-10 кВ ГПП радиальными линиями, выполненными кабелем ААШв, проложенным по эстакаде и в траншеях.

Вариант 2. Предусматривает питание цехов:

№4 от ТП 1;

№5 от ТП 2;

№13,14 от ТП 3;

№8 от ТП 4;

№9 от ТП 5;

№10 от ТП 6;

№12 от ТП 7;

№6,1,7 от ТП 8;

№2,3,11,15 от ТП 9.

Высоковольтные двигатели цехов №1, 13 от РУ-10 кВ ГПП радиальными линиями, выполненными кабелем ААШв, проложенным по эстакаде и в траншеях.

Наиболее экономичным решением электроснабжения будет вариант, отвечающий техническим требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты.

Выбор наилучшего варианта производится в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов», 2001г. Ценность проекта - это разница между выгодами по проекту и затратами на его реализацию и эксплуатацию:

Эт=Рт-Зт, (6.1)

где Эт - ценность или эффект по проекту;

Рт - выгоды или поступления по проекту;

Зт - затраты или расходы по проекту;

т - горизонт расчета.

Главным критерием оценки проектов является максимум эффекта:

Эт=Рт-Зт=Max (6.2)

При постоянстве полезного результата Рт=const, максимум эффекта будет при минимуме затрат по проекту Зт=Min

Приведенные затраты, руб/год, являются мерой стоимости, определяются для изменяемой части сопоставляемых вариантов по выражению:

З= r * К + С (6.3)

где r - реальная процентная ставка;

К - единовременные капиталовложения, определяемые в действующих ценах, руб., с учетом стоимости монтажа и строительной части;

С - ежегодные издержки производства при нормальной эксплуатации, руб/год.

Ежегодные издержки производства при единовременном воде сооружения в эксплуатацию С определяется по соответствующим значениям амортизационных отчислений Са, затрат на электроэнергию Сэ и расходов по эксплуатации Сро:

С = Са + Сро + Сэ. (6.4)

Амортизационные отчисления, руб., рассчитываются по годовым нормам амортизации Ра (таблица 2.23 [5]) от капиталовложений К на сооружаемые элементы электроснабжения:

Са = Ра * К. (6.5)

Затраты на ремонт и обслуживание в данном случае определяем упрощённо, на основании выражения:

Сро = Рро * К, (6.6)

где Рро - коэффициент отчислений на ремонт и обслуживание.

Затраты на потери электроэнергии в элементах электрической сети определяются по формуле:

Сэ = ДРC * г (6.7)

где - средние потери активной мощности, кВт;

г - стоимость 1кВт. года потерь, руб/кВт*год.

Максимальные потери активной мощности в трансформаторах, кВт:

, (6.8)

где и - потери х.х. и номинальные нагрузочные потери (к.з.), определяемые по каталогам и справочникам;

-коэффициент загрузки фактический трансформатора берём из таблицы 3.4.

В расчётах принято:

б = 430 руб/кВт*мес;

в = 0,585 руб/кВт*час.

Годовое число часов работы Тг и число часов использования максимума активной нагрузки Тм выбираем согласно ПУЭ:

Тм = 3800 ч/год;

Тг = 4000 ч/год.

Относительное время использования максимума потерь фм зависит от соотношения Тм и Тг :

фм =0,7 при фм = при

фм = (6.9)

Суэ = /Тм + - стоимость 1 кВт *ч электроэнергии (руб/кВт*ч). (6.10)

Суэ = 12*430/3800+0,585=1,94 руб/кВт ч.

= Тг*Суэ - стоимость потерь 1 кВт*года,(руб/кВт*год); (6.11)

= 4000*1,94 =7771,6 руб/кВт *год - стоимость одного кВт *года потерь.

Средние потери активной мощности рассматриваемого элемента электро снабжения могут быть определены следующим образом:

, (6.12)

-максимальные потери активной мощности, кВт;

-относительное время использования максимума потерь.

Коэффициенты отчислений для разных элементов электроснабжения определенные по таблицам сводим в таблицу 6.1.

где Ен = 0,19 1/год- нормативный коэффициент эффективности.

По старым методикам вместо r принимался параметр Ен, который назывался нормативным коэффициентом эффективности капитальных вложений и нормировался. Это было справедливо для условий стабильной плановой экономики, и не применимо для условий рыночной экономики.

Применительно к вариантам электроустановок формулу (6.1) целесообразно преобразовать и представить в следующем виде: З= р*К + С,

где р - суммарный коэффициент отчислений от капитальных затрат;

ра - норма амортизации;

ро - коэффициент отчисления на текущий ремонт и обслуживание;

r - нормативный коэффициент эффективности.

р=ра+ро+r. (6.13)

В таблице, реальная процентная ставка с учётом инфляции

Таблица 6.1- Коэффициенты отчислений для различных элементов системы электроснабжения

	Значения коэффициентов, доли ед.
Элементы системы электроснабжения			r	р = ра + рро + r
Трансформаторы 10 кВ	0,063	0,01	0,08	0,154

Результаты расчетов по вариантам сводим в таблицы 6.2 .

Цены на электротехническое оборудование приведены в основном по прейскуранту 1984года. Для перевода цен на 01.01.2003 необходимо умножить на 36,14.

Э-годовой экономический эффект сравниваемых схем электроснабжения.

Как видно из результатов расчета (таблицы 6.2), наиболее экономически выгодным является 1 вариант электроснабжения, так как капитальные затраты на него минимальны.

7 Расчёт токов короткого замыкания для выбора электрооборудования

В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий, сопровождающиеся резким увеличением тока. Поэтому электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом величин этих токов.

Основными причинами возникновения таких коротких замыканий в сети могут быть:

- повреждение изоляции отдельных частей электроустановки;

- неправильные действия обслуживающего персонала;

- металлические перекрытия токоведущих частей установки;

Короткое замыкание в сети может сопровождаться:

- прекращением подачи питания потребителям, присоединенных к точкам, в которых произошло короткое замыкание;

- нарушение нормальной работы других потребителей, подключенных к участкам сети, в следствии понижения напряжения на этих участках;

- нарушение нормального режима работы энергосистемы.

Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их последствий необходимо:

- устранить причины вызывающие короткое замыкание;

- уменьшить время действия защит, действующих при коротких замыканиях;

- применять быстродействующие выключатели;

- правильно вычислять величины токов короткого замыкания, и по ни выбирать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограничения токов короткого замыкания. Расчет токов короткого замыкания производят в таких местах системы, в которых при коротком замыкании токи будут иметь наибольшее значение.

Расчет производится для случая: режим системы рабочий, на ГПП в работе один трансформатор, секционный выключатель включен.

В расчетную схему (рисунок 7.1) включаем участвующие в питании места КЗ источники и все элементы схемы между ними и местом КЗ.

Рисунок 7.1 - Расчетная схема

После составления расчетной схемы, далее составляется схема замещения подстанции. Схема замещения представляет собой расчетную схему, в которой все электрические и магнитные связи представлены ...