Проектирование системы электроснабжения машиностроительного завода

Аннотация.

Темой данного дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения машиностроительного завода.

В дипломном проекте рассмотрены следующие вопросы:

Краткая характеристика технологического процесса;

Определение расчётных электрических нагрузок;

Выбор системы питания системы электроснабжения;

Выбор системы распределения комбината;

Расчёт токов короткого замыкания;

Выбор основного оборудования, а также его проверка по условиям короткого замыкания;

Релейная защита и автоматика;

Расчёт самозапуска электродвигателей;

Расчёт молниезащиты и заземляющего устройства подстанции;

Система электроснабжения удовлетворяет требованиям надежности и экономичности.

1. Введение.

Системой электроснабжения называется комплекс устройств предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии.

Сложность вопросов проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий заключается в оптимальном, рациональном и эффективном решении этой проблемы. Именно комплексное решение данной задачи в совокупности с необходимыми требованиями и стандартами электроснабжения позволяют экономически и технически грамотно работать всему предприятию.

Нет необходимости говорить тяжелом финансовом состоянии промышленности, поэтому руководителям предприятий нужно решать данную проблему. Одними из самых прогрессивных мер в этом направлении являются мероприятия по сбережению энергоресурсов и, следовательно, уменьшению энергоемкости выпускаемой продукции, что приводит к снижению её себестоимости и повышению конкурентоспособности. Оптимальное сочетание экономических и технических решений при проектировании систем электроснабжения совместно с внедрением энергосберегающих технологий есть наиболее существенная мера решения этой задачи.

Качество электроэнергии в нашей энергосистеме часто не удовлетворяет нормам установленным ГОСТ. В этом, прежде всего, повинны предприятия, на которых не всегда соблюдаются правила устройств электроустановок, а также не применяются технические решения по уменьшению влияния электроприемников (полупроводниковые преобразователи, вентильные электроприводы, дуговые печи, и т. д.) на качество электроэнергии.

Технически правильное решение при создании систем электроснабжения исключает появление недопустимых отклонений параметров электроэнергии (падение напряжения), неравномерное распределение токов по фазам, удорожание ремонтных, монтажных и эксплуатационных работ. Все это влияет на производительность предприятия и качество продукции.

Проект электроснабжения предприятия должен учитывать возможность дальнейшего развития и укрупнения производства и связанного с этим увеличения потребляемой мощности.

Основной целью дипломного проекта ставится закрепление полученных на протяжении всего курса обучения знаний, а также получение опыта проектирования системы электроснабжения конкретного предприятия.

2. Исходные данные машиностроительного завода.

1. Сведенья об электрических нагрузках завода — таблица № 1.

2. Ведомость электрических нагрузок РМЦ (вариант задания указывается преподавателем).

3. Питание можно осуществить от подстанции энергосистемы, на которой установлены два трехобмоточных трансформаторов, мощностью 40 МВа каждый. С первичной стороны напряжение 100 кВ и со вторичной 6 кВ.

4. Мощность системы 1100 МВа; реактивное сопротивление системы на стороне 110 кВ отнесенная к мощности системы на стороне 110 кВ — 0,35.

5. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 7,2 км.

Таблица № 1.

3. Описание технологического процесса.

Данный машиностроительный завод поставляет коробки передач, промежуточные редуктора и комплектующие детали гусеничных машин.

Металл и заготовки для производства деталей поступают от поставщиков и заполняют склады. Корпусные детали промежуточных редукторов и коробок передач производят в литейном цехе, используя литье под давлением. Корпусные детали выполняются из алюминиевых сплавов. Литье металлов под давлением — способ получения отливок из сплавов цветных металлов в пресс-формах, которые сплав заполняет с большой скоростью под высоким давлением, приобретая очертания отливки. Литье производится на литейных машинах с горячей камерой прессования. Литейные формы изготовляют из стали. Кроме того, в пресс-форму входят подвижные металлические стержни, образующие внутренние полости отливок, и выталкиватели. Сплав из тигля нагревательной печи самотеком поступает в камеру прессования. После заполнения камеры срабатывает автоматическое устройство, а поршень начинает давить на жидкий сплав, который через обогревательный мундштук и литниковую втулку под давлением поступает по литниковым каналам в оформляющую полость формы и кристаллизуется. Через определенное время, необходимое для образования отливки, срабатывает автоматическое устройство на раскрытие формы, и отливка удаляется выталкивателями. У полученных отливок обрубают заливы, элементы литниковых систем, затем очищают и производят термообработку, так как в результате неравномерного охлаждения и усадки возникают остаточные напряжения, вызывающие коробление. Для обеспечения высокой точности нагрева металла применяются поточные заколочно-отпускные агрегаты с электрическим обогревом.

После термической обработки корпуса промежуточных редукторов и коробок передач поступают в механические цеха, где происходят их обработка и контроль качества обработки.

Основные операции обработки корпуса редуктора гусеничной машины:

1. Фрезерование двух опорных поверхностей на вертикально-фрезерном станке 616;

2. Сверление, зенкерование, развертывание и цекование четырех отверстий в опорных плоскостях на рационально-сверлильном станке 2А55 с помощью кондуктора;

3. Фрезерование плоскости люка и плоскости под стартер на вертикально-фрезерном станке;

4. Растачивание основных отверстий на расточном станке 2630;

5. Сверление отверстий по кондуктору в боковых торцах на рационально-сверлильном станке 2А55;

6. Сверление отверстий по кондуктору в плоскости люка и в плоскости под стартер вертикально-сверлильном станке 2150 М;

7. Фрезерование уступа и скоса на опорной поверхности корпуса;

8. Контроль.

Основные операции обработки корпуса коробки передач гусеничной машины:

1. Обработка плоскости разъема на карусельном станке;

2. Сверление отверстий в приливах на радиально-сверлильном станке 2А56;

3. Фрезерование площадок на вертикально-фрезерном станке 6М12П;

4. Сверление отверстий в плоскости разъема по кондуктору на радиально-сверлильном станке 2А56;

5. Окончательная обработка плоскости разъема на карусельном станке;

6. Сборка корпуса коробки;

7. Предварительное растачивание основных отверстий по кондуктору на горизонтально-расточном станке 2630;

8. Обработка торцевых поверхностей горизонтально-расточном станке;

9. Окончательное растачивание основных отверстий по кондуктору;

10. Оканчате6льное растачивание отверстий в верхней части корпуса на вертикально-расточном станке;

11. Разборка корпуса коробки передач;

12. Фрезерование боковой поверхности на вертикально-фрезерном станке.

Последующие операции связаны с обработкой мелких отверстий по кондуктору, цекованием отверстий, нарезание в них резьбы; фрезерование площадки под бонки и кронштейны. Далее идет контроль качества обработки.

Технический контроль предусматривает проверку прямолинейности и взаимного положения плоских поверхностей; правильности геометрических форм основных отверстий; соосности отверстий, параллельности осей основных отверстий и расстояний между ними; взаимной перпендикулярности торцовых поверхностей к осям отверстий.

К корпусу промежуточного редуктора предъявляют следующие требования: отклонение от параллельности осей основных отверстий между собой и опорным поверхностям не более 0,05 мм на 100 мм длины, отклонение от перпендикулярности осей основных отверстий торцам не более 0,1 мм; опорные поверхности корпуса должны лежать в одной плоскости, допускаемое отклонение не более 0,1 мм.

Требования к корпусам коробок передач: обеспечение осей основных отверстий между собой и установочной плоскости при монтаже коробки передач на гусеничной машине с отклонением не более 0,05 мм на 100 мм длины; обеспечение отклонения от перпендикулярности обработанных торцов осями основных отверстий не более 0,05 мм на максимальном радиусе и плоскости опорных плоскостей и плоскостей разъема с отклонением не более 0,1 мм на 200 мм длины. Контроль производится в заводской лаборатории.

В механических цехах так же производятся комплектующие детали к коробкам передач и к промежуточным редукторам гусеничных машин. Их производят из листового и круглого проката, приходящих на склады от поставщиков.

Далее корпуса и комплектующие детали поступают в цех редукторов и в цех коробок передач, где происходит их сборка. Основные требования технологии сборки: ограничение длины кинематических цепей; наличие сборочных баз; удобство сборки и разборки; наличие на деталях технологических элементов, облегчающих установку различных сборочных и контрольных приспособлений; наличие специальных устройств для подъема и транспортировки тяжелых деталей. При сборке у всех деталей проверяют наличие клейм, заусенцев, коррозии и загрязнений, детали очищают и продувают сжатым воздухом. Зазоры и плотности прилегания деталей проверяют с помощью специальных щупов. Собранные коробки передач и промежуточные редуктора смазывают, заполняют маслом и направляют на испытания.

При испытаниях проверяют правильность сборки, правильность функционирования различных элементов управления и блокировки, соответствие техническим требованиям, а в ряде случаев определяют необходимые характеристики. Испытания производят на специальных испытательных участках. Вода и сжатый воздух, необходимые для технологических процессов, подаются с насосных станций и компрессорной.

4. Проектирование системы электроснабжения предприятия.

4.1 Определение расчётных нагрузок цехов и предприятия.

Расчёт электрических нагрузок цехов является главным этапом при проектировании промышленной электрической сети. Существует множество методов определения расчётных нагрузок, но в данном проекте рассматривается два метода, которые приведены ниже.

4.1.1 Метод коэффициента спроса.

Если требуется определить расчётную максимальную нагрузку при неизвестных мощностях отдельных электроприёмников, то величины P_max и Q_max определяются по коэффициенту спроса (Кс) и коэффициенту мощности (cosц), принимаемыми для данной отрасли промышленности:

P_max=K_c· P_ном; Q_max=P_max· tg ц. (1).

Значения Р_ном приведены в таблице 1. В ней также указаны: категория электроприёмника по надёжности и характер окружающей среды. По формуле (4.1) определяем максимум силовой нагрузки цехов. Вместе с тем необходимо учесть потери мощности в трансформаторах, а также мощность, потребляемую искусственным освещением цехов и территории предприятия. Эта нагрузка определяется по удельной плотности освещения (у, Вт/м²), а так же по площади производственных цехов (или территории предприятия).

Расчётные формулы:

Р_осв=F· у·К_{с. осв}; Q_осв=P_осв· tg ц_осв; (2).

Р_сум=Р_max+Р_осв; Q_сум=Q_max+Q_осв; (3).

S_сум=; (4).

Нагрузка 6 кВ рассчитывается отдельно, так как для неё не определяется мощность освещения и потери в цеховых трансформаторах.

Определение расчетной нагрузки рассмотрим на примере механического цеха № 1.

Р_Н = 2800; cos = 0,75 k_c = 0,6; F= 11 840 м².

Нагрузка искусственного освещения определяется по следующим расчетным формулам:

.

где ₀ — удельная плотность осветительной нагрузки на 1 м² полной площади; Вт/м².

k_C0 — коэффициент спроса освещения определяется по табл. 5].

Суммарная активная, реактивная и полная нагрузки:

Потери в трансформаторе:

; (5).

; (6).

Расчетный максимум активной, реактивной и полной нагрузки:

; (7).

; (8).

(9).

Результаты расчета нагрузки для остальных цехов сведены в таблицу 2 и таблицу 3 (для потребителя 6кВ).

Таблица № 2 (0,4 кВт).

Таблица 2.

Определим нагрузку по предприятию в целом:

Расчётные активная и реактивная мощности с учетом потерь в трансформаторах предприятия в целом определяются по выражениям:

= 42 404 кВт (10).

40 740,76 кВар (11).

4.1.2 Статический метод.

Данный метод предполагает, что нагрузка — случайная величина, которая распределяется по нормальному закону:

Р_max=MP+в (12).

где впринятая кратность меры рассеивания (коэффициент надёжности расчёта) принятый по интегральной кривой с точностью которая определяется принятым значением доверительной вероятности: б=0,9;

МР=Р_ср. -математическое ожидание нагрузки;

Дисперсия вычисляется по формуле:

=. (13).

Подставив всё выше написанное в (5), получим выражение для расчёта максимальной нагрузки предприятия статическим методом:

Р_р=Р_ср.+2,5. (14).

Для расчёта Р_ср. и Р_ср.кв. используется суточный график нагрузки предприятия Рис 3.

Р_ср=; Р_ср.кв= (15).

Результаты расчета Р_ср и Р_ср.кв сведены в таблицу № 4.

Таблица № 4.

Согласно выражению (8):

Р_р=Р_ср.+2,5 =36 502,06+2,5=47 023,72 кВт.

Сравнивая значения расчётной мощности, полученные статистическим методом и методом коэффициента спроса, принимаем для дальнейших расчётов меньшее значение расчётной мощности полученное методом коэффициента спроса: Р_р=42 404 кВт Определим T_max (число часов использования максимальной нагрузки) по годовому графику Рис4, построенному на основании суточного графика Рис 3.

7642,38 часа. (16).

Время максимальных потерь:

. (17).

4.2 Компенсация реактивной мощности.

При реальном проектировании энергосистема задаёт экономически выгодную величину перетока реактивной мощности (Q_экон), в часы максимальных активных нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителю.

В дипломном проектировании Q_экон рассчитывается по формуле, где tg_ном находится из выражения:

где _б -базовый коэффициент реактивной мощности принимаемый для сетей 6−10 кВ присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжения 110 кВ, _б= =0,5;

k-коэффициент учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах, для Омской энергосистемы: к = 0,8;

d_м-это отношение потребления активной мощности потребителем в квартале max нагрузок энергосистемы к потреблению в квартале max нагрузок потребителя, для Омской энергосистемы: dм = 0,7;

Q_экон. = Р_р· tg_э = 42 404 · 0,625=26 593,368 кВар, Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить на предприятии, рассчитываем по выражению:

40 740,76- 26 593,3 = 14 147,39 кВар; (18).

При наличии компенсирующих устройств полная мощность предприятия будет равна:

50 176,27 кВА. (19).

4.3 Определение центра электрических нагрузок.

Для определения оптимального местоположения ПГВ и цеховых ТП, при проектировании системы электроснабжения, на генеральный план предприятия наносится картограмма нагрузок. Которая представляет собой совокупность окружностей, центр которых совпадает с центром цеха, а площадь соответствует мощности цеха в выбранном масштабе.

Силовые нагрузки до и свыше 1000 В изображаются отдельными окружностями. Осветительная нагрузка изображается в виде сектора круга соответствующего нагрузке до 1000 В.

Радиус окружностей определяется из выражения:

r_i =, (20).

где Р_i — мощность i-того цеха, кВА;

r_i — радиус окружности, мм;

m — масштаб, кВА/мм².

Угол сектора определяется выражением:

. (21).

Координаты центра электрических нагрузок определяются по выражениям:

ордината ЦЭН:

(22).

абсцисса ЦЭН:

(23).

Исходные данные и результаты расчётов сведены в таблицу № 5:

Таблица № 5.

5. Выбор системы питания.

Система электроснабжения любого предприятия может быть условно разделена на две подсистемы — это система питания и система распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят следующие элементы: питающие ЛЭП; ППЭ — это может быть ПГВ или ГПП, состоящие из устройства высшего напряжения, силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения.

Таким образом, выбор системы питания производится в следующей последовательности:

· Выбор рационального напряжения системы питания.

o Выбор ЛЭП.

o Выбор силовых трансформаторов ППЭ.

· Выбор схем РУ ВН с учетом надежности.

o Расчет надежности.

o Среднегодовой ожидаемый ущерб.

o Технико-экономический расчет.

· Выбор РУ НН.

5.1 Выбор рационального напряжения.

При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Рациональное построение системы электроснабжения во многом зависит от правильного выбора напряжения системы питания и распределения электроэнергии.

Для определения приближенного значения рационального напряжения в проектной практике обычно используют следующие выражения:

(24) (25).

где — значение расчетной нагрузки завода, МВт; l — расстояние от подстанции энергосистемы до завода, км.

Для рассматриваемого предприятия они будут равны:

Далее, намечают два ближайших значения стандартных напряжений (одно меньше, а другое больше) и на основе ТЭР окончательно выбирают напряжение питания предприятия.

Варианты стандартных значений напряжения: 110 кВ и 220 кВ.

Так как, под рациональным напряжением понимается такое значение стандартного напряжения, при котором сооружение и эксплуатация СЭС имеют минимальное значение приведенных затрат, определяют приведенные затраты для каждого из вариантов.

Согласно методике, приведенные затраты определяются по выражению, руб/год, Народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения У будет определен позже, после расчета надежности схем питания. Для выбора рационального напряжения необходимо определить лишь капитальные вложения в строительство и стоимость потерь энергии.

Отчисления от капитальных вложений определяются по выражению, руб/год.

Нормативный коэффициент эффективности капиталовложений для новой техники принимают равным Е_Н = 0,15 о.е./год.

Для воздушных линий 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах суммарные издержки на амортизацию и обслуживание равны. Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35−150 кВ.

Сравнение производят для следующей схемы:

Рис. 6 Схема электроснабжения для расчета рационального напряжения Капитальные затраты К, необходимые для осуществления электропередачи от источников питания к приемникам электроэнергии, зависят от передаваемой мощности S, расстояния l между источником питания и местом потребления или распределения.

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения выражают формулой:

(26).

где К_Л — капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий;; К_Л0 — стоимость сооружения 1 км линий; l — длина линии; К_ОБ — капитальные затраты на приобретение оборудования (выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников, силовых трансформаторов и т. п.).

Определяют сначала капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ.

Находят К_Л110. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 110 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

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

(27).

(28).

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока:

Для машиностроительного завода: Т_ма = 6200−8000 ч., Т_мр = 7540ч. Следовательно j_эк = 1 А/мм².

(29).

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-70/11. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию I_пар? I_д, по потерям напряжения U и потерям на коронный разряд.

3. Проверяют сечение провода по условию допустимого нагрева:

По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 70/11 мм² равен 265 А, следовательно I_пар = 264 А < I_д = 265 А. Сечение по данному условию подходит.

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

(30).

(31).

(32).

Удельные сопротивления для провода АС-70/11 равны r₀ = 0,428 Ом/км и x_о = 0,444 Ом/км. По формуле (30):

5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-70/11 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна. Учитывая, что длина линии, получают.

Стоимость сооружения аналогичной линии в современных условиях (ценах 2002 г.) составляет [Приложение 3].

Находят коэффициент пересчета для ВЛЭП по формуле (33):

Находят К_ОБ110. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 110 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 — QS8).

Так как на предприятии имеются потребители II категории, то устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяют по суточному графику нагрузки (рис. 3). Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность по формуле:

(34).

Определяют мощность одного трансформатора:

(35).

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДН — 40 000/110 (S_ном = 25 МВА; U_вн = 115 кВ; U_нн = 6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5 кВ; P_х = 34 кВт; P_к = 170 кВт; U_к = 10,5%; I_х = 0,55%) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки:

(36).

Коэффициент максимума:

(37).

Коэффициент перегрузки:

(38).

Принимаем трансформатор ТРДН — 40 000/110.

Согласно Приложению 18 современная стоимость подобного трансформатора составляет.

Находят коэффициент пересчета для силовых трансформаторов.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 110 кВ мощностью S_НОМ = 25 МВА, равна.

Отсюда, определяют коэффициент пересчета по формуле (33):

Затем определяют К_В110. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам:. Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-110Б-40/2000У1. (). Его стоимость равна.

Определяют коэффициент пересчета на примере воздушного выключателя с электромагнитным приводом ВВЭ-10−20/1600У3. В 1984 году он стоил [6], а в 2002 году: [Приложение 17].

Отсюда, по формуле (33):

Следовательно, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 по формуле (39)составляет:

Определяют К_Р110. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току:, как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД (З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ). (). Его стоимость равна.

Определяют коэффициент пересчета на примере разъединителя внутренней установки фигурного с заземляющими ножами РВФЗ-10/1000.

Так, выбранный разъединитель с приводом РВФЗ-10/1000 в 1984 году стоил [20], а в 2002 году: [Приложение 13].

Отсюда, по формуле (33).

Следовательно, современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД (З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ) по формуле (39)равна:

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ К_ОБ110, определяются по формуле:

(40).

Далее определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 220 кВ.

Находят К_Л35. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 220 кВ (W1 и W2) необходимо знать сечение проводов линий. Выбор сечения проводов производят из расчета обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой.

1. Определяют ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (27) и (28):

2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.

Для машиностроительного завода: Т_ма = 6200−8000 ч., Т_мр = 7000ч. Следовательно j_эк = 1 А/мм².

Отсюда, по формуле (29):

По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-240/32 (по условиям короны).

По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 220 кВ сечением 240/32 мм² равен 605 А, следовательно I_пар = 132 А < I_д = 605 А. Сечение по данному условию подходит.

Проверяем сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах по формулам (29), (30) и (31):

По формуле (29):

По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.

Стоимость ВЛЭП 220 кВ с проводами марки АС-240/32 для стальных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна.

[8].

Используя найденный ранее коэффициент пересчета, по формуле (39) определяют, что современная стоимость данной ВЛЭП 220 кВ длинной l = 7,2 км будет составлять:.

Находят К_ОБ35. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 220 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 — QS8).

Так как на предприятии имеются потребители II категории, то также, как и в предыдущем случае, устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.

Мощность трансформаторов определяем по суточному графику нагрузки. Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность:

Определяют мощность одного трансформатора по формуле (40):

Выбирают трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения для систем собственных нужд электростанций ТРДНС — 40 000/220 [8]с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку. Однако, для примера ТЭР, продолжают расчет.

Коэффициент предварительной загрузки по формуле (41):

Коэффициент максимума по формуле (42):

Коэффициент перегрузки по формуле (43):

Принимаем трансформатор ТРДНС — 40 000/220.

Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 220 кВ мощностью S_НОМ = 25 МВА, равна.

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета на цены 2002 года, получают, что капиталовложения в трансформатор по формуле (39) составят:

Затем находят К_В35. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам:. Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-220Б-40/2000У. (). Его стоимость равна.

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-220Б-40/2000У по формуле (39), равна:

Определяют К_Р35. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току:, как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД (З)-220/1000ХЛ1. (). Его стоимость равна.

С учетом найденного ранее коэффициента пересчета, современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД (З)-220/1000ХЛ1 по формуле (39), равна:

Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 220 кВ К_ОБ35 по формуле (26), равны:

Далее переходят к нахождению стоимости потерь энергии. Стоимость потерь энергии для линии и для оборудования (трансформатора) рассчитывается отдельно.

Стоимость потерь энергии для линий определяется по выражению, руб/год, здесь I — максимальный ток в линии, А. Потери энергии будем для простоты определять без учета ежегодного роста нагрузки. Для линии 220 кВ, а для линии 110 кВ ;

R —активное сопротивление линий, Ом. Для линии 220 кВ, для линии 110 кВ .

— время максимальных потерь, ч/год [определяется по заданному числу часов использования максимума Т_макс ]. Для машиностроительного завода, как уже отмечалось ранее,. Используя указанную зависимость для любых значений находят, что .

с_Э — стоимость 1 кВтч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВтч). Величина с_Э в общем случае зависит от .

Согласно основным методическим положениям технико-экономических расчетов в энергетике стоимость потерь энергии по замыкающим затратам принята равной средней в энергосистеме себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин новых конденсационных электростанций.

На современном этапе принимают .

Итак, стоимость потерь энергии для линии 110 кВ:

.

Стоимость потерь энергии для линии 220 кВ:

.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению, руб/год, здесь n — число трансформаторов в группе. В данном случае для обоих вариантов напряжения n = 2.

P_X и P_K — номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-40 000/110: P_Х = 34 кВт; P_К = 170 кВт; для ТРДН-40 000/220: P_Х = 50 кВт; P_К = 170 кВт.

c_Эх и c_Эк — стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимают c_Эх = c_Эк = 50 коп./кВтч..

Т — время работы трансформаторов, ч/год (при его работе круглый год Т = 8760 ч). В рассматриваемом случае, .

S_n — фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВА.

Итак, стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДНС-40 000/110 равна:

Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-40 000/220 равна:

Таким образом, все необходимое для расчета приведенных затрат обоих вариантов строительства найдено.

Суммирование производится по элементам системы (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет.

Далее определяют приведенные затраты по элементам, но без учета ущерба:

· приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ:

· приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 220 кВ:

· приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 110 кВ:

· приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 220 кВ:

В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны:

(44).

В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 220 кВ, равны:

(45).

Таким образом, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ и 220 кВ. То есть, для рассмотренного случая, им будет являться напряжение 110 кВ.

5.2 Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности.

Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми. Учитывая расстояние до системы, уровень надежности потребителей, вид схемы питания и влияние окружающей среды, выбирают следующие две схемы РУ ВН.

а) б) Рис. 7. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а) — без выключателей на стороне высшего напряжения; б) — с выключателями.

Выбор схемы РУ ВН неоднозначен, поскольку с одной стороны установка выключателей на стороне высшего напряжения в связи с дороговизной кажется экономически необоснованной, но с другой стороны применение их в электроснабжении промышленных предприятий приводит к снижению экономических потерь во много раз при авариях и перерывах электроснабжения. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно ниже, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а так же предотвращается развитие аварий технологических установок. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности, т. к. перерывы в электроснабжении могут привести к значительному экономическому ущербу в технологии.

Достоверность вышесказанного можно подтвердить рассчитав надежность рассматриваемых схем.

5.2.1 Расчет надежности.

Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 7а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 7б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 7а) является высоковольтный выключатель подстанции системы.

Ремонтная перемычка QS7, QS8 (рис. 7а) и QS5, QS6 (рис. 7б) в нормальном (эксплуатационном) режиме работы не влияет на надежность схемы. Перемычка используется только в периоды ремонта одного из вводов. Поэтому в расчетах надежности она не учитывается.

В соответствии со схемами электроснабжения (рис. 7, а, б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 8, а, б), заменяя элементы схем распределительных устройств блоками и нумеруя их по порядку.

Затем разделяют полученные блок-схемы на логические расчетные схемы (ЛРС) I, II, III и IV для упрощения расчетов.

а) б).

Рис. 8 Блок-схемы расчета надежности Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 7а).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 10.

Так как, рациональным напряжением питания было выбрано 110 кВ, то берут из таблицы 1 параметры элементов с номинальным напряжением 110 кВ. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения. Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.

Таблица 7.

Показатели надежности элементов СЭС.

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяют показатели аварийных отключений вводов ().

Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода и параметра потока отказов источника питания I ввода :

(45).

Средний параметр потока отказов для II ввода из-за аварийных отключений равен сумме параметров потока отказов элементов II ввода и параметра потока отказов источника питания II ввода :

(46).

Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения, равно:

(47).

Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения, равно:

(48).

2. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки () с масляным выключателем на каждой секции шин, а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора. Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения.

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

(49).

(50).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

(51).

(52).

3. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():

(53).

(54).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():

(55).

(56).

4. Показатели полных отключений вводов ().

Определение показателей (р — отключение для профилакти-ческого ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3, 4, 5, (7, 8, 9, 10, 11) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:

Элемент 1, 3, 5 (7, 9, 11) — разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушной линии электропередач 110 кВ и воздушного выключателя 110 кВ.

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():

(57).

(58).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():

(59).

(60).

5. Затем определяются показатели полных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():

(61).

(62).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():

(63).

(64).

Далее переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов, а также время восстановления расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

6. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений m_III = 1 для обоих секций шин — 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). Показатели надежности для элементов 17 и 18 ЛРС III и для секций шин 6−10 кВ (табл. 7), равны:, .

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

(65).

(66).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:

(67).

(68).

7. Показатели надежности отдельных секций шин ТП при сохранении электроснабжения на других — индивидуальные показатели ().

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР или развития отказов со стороны присоединений ():

(69).

(70).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП () с учетом вероятности отказа АВР или развития отказов со стороны присоединений ():

(71).

(72).

8. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():

(73).

(74).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():

(75).

(76).

9. Показатели полных отключений ввода ().

Показатели для данной ЛРС не определяются, так как на вводе схемы элементов нет, а вышерасположенные элементы относятся к I и II ЛРС, при расчете которых ремонтные показатели уже были учтены. Отсюда, показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности из-за аварийных отключений ввода, которыми в данном случае являются показатели ИП 3 и ИП 4 ():

10. Показатели полных отключений секций шин ().

Так как показатели надежности полных отключений ввода ЛРС III () равны показателям надежности ИП 3 и ИП 4 () соответственно, то показатели полных отключений секций шин равны показателям аварийных отключений секций шин соответственно:

11. Показатели полного отключения ТП ().

Показатели одновременного отказа ИП 3 и 4 секции шин:

(77).

(78).

Полное отключение ТП происходит при:

· аварийном отключении 4 секции шин (аварийное отключение ввода или аварийное отключение из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений) во время ремонта или аварии на 3 секции шин и наоборот;

· аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений во время аварии или ремонтных работ на вводе 3 секции шин с учетом отказа АВР (то же для 4 секции шин);

· аварийном отключении 3 или 4 секции шин (аварийном отключении ввода или аварийном отключении из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений) с учетом ложного срабатывания АВР;

· отказе обоих источников питания.

Учитывая все вышеперечисленное, показатели надежности полного отключения ТП () равны:

(79).

(80).

12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ():

(81).

(82).

13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ():

(83).

(84).

(85).

(86).

14. Отказы любого вида ():

(87).

(88).

15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения. Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:

(89).

(90).

Результаты расчета сведены в таблицу 9.

Таблица 9.

Показатели надежности для схемы с разъединителями (рис. 7а).

Теперь определим показатели надежности для схемы с выключателями на стороне высшего напряжения (рис. 7б).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 10.

Так как, рациональным напряжением питания было выбрано 110 кВ, то берут из таблицы 1 параметры элементов с номинальным напряжением 110 кВ. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения. Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.

Таблица 10.

Показатели надежности элементов СЭС.

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1. Определяем показатели аварийных отключений вводов.

Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода и параметра потока отказов источника питания I ввода :

(91).

Средний параметр потока отказов для II ввода из-за аварийных отключений равен сумме параметров потока отказов элементов II ввода и параметра потока отказов источника питания II ввода :

(92).

Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения, равно:

(93).

Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения, равно:

(94).

2. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки () с масляным выключателем на каждой секции шин, а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора. Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения.

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

(95).

(96).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

(97).

(98).

3. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():

(99).

(100).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():

(101).

(102).

4. Показатели полных отключений вводов ().

Определение показателей (р — отключение для профилактического ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3 (5, 6, 7) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:

Элемент 1, 3 (5, 7) — разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушного выключателя 110 кВ.

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():

(103).

(104).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():

(105).

(106).

5. Показатели полных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для I ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():

(107).

(108).

Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():

(109).

(110).

Затем переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов, а время восстановления расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

6. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений m_III = 1 для обоих секций шин — 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). Показатели надежности для элементов 13 и 14 ЛРС III и для секций шин 6−10 кВ (таблица 10), равны:, .