Проектирование системы электроснабжения предприятия

1. Описание технологического процесса

Машиностроительная фирма является предприятием, выпускающим подъёмно-транспортное оборудование и механизмы, а также запасные части к ним.

Цехами основного производства на заводе являются экспериментальные цеха:

— Лаборатория низких температур

— Корпус высоких напряжений

— Машинный корпус

— Электрофизический корпус

— Лаборатория специальных работ

— Главный корпус опытного завода Они оборудованы большим количеством электроприёмников напряжением 0,4 кВ, так и оборудованием на напряжение 6 кВ.

Остальные цеха играют вспомогательную роль, обеспечивают необходимый технологический процесс по изготовлению оборудования для машиностроительного завода.

Сырье необходимое для организации технологического процесса на заводе, поступает на Центральный материальный склад, а затем в необходимых количествах в Лабораторию низких температур. Здесь происходит плавка металла. Заготовки поступают в Корпус высоких напряжений и после химического анализа поступают в штамповочные цеха (Машинный корпус и Электрофизический корпус).

В Машинном корпусе установлено кузнечное и прессовое оборудование (молоты, прессы, ковочные машины) и производятся кузнечные работы, а в Электрофизическом корпусе термическое, травильное и заготовительное отделения. Здесь происходит обработка опоков и отливок, в результате чего им придается соответствующая форма детали, также проводят закалку деталей.

Готовые детали из Электрофизического корпуса поступают в Лабораторию специальных работ, где проводят покрытие деталей металлами с декоративной целью и для предохранения деталей от коррозии, а также для защиты от науглероживания отдельных поверхностей.

Главный корпус опытного завода состоит из станочного отделения, склада материалов и заготовок, контрольного отделения, инструментально-раздаточного склада и отделения для заточки инструментов. Выполняют слесарную обработку деталей, узловую и общую сборку и проводят регулирование собранных узлов.

В блок вспомогательных цехов входят:

— Ремонтно-механический — для ремонта оборудования всех цехов завода, со станочным отделением.

— Ремонтно-строительный — для ремонта зданий и санитарно-технических устройств.

— Испытательный — для проведения экспериментальных работ по созданию опытных конструкций машин и их отдельных узлов, модернизации объектов производства.

Котельная необходима для обеспечения соответствующего температурного режима во всех помещениях завода.

Насосная станция снабжает завод водой для хозяйственно-бытовых нужд и технологического процесса.

Гараж для хранения и отгрузки готовой продукции и сырья.

Административно-хозяйственный корпус нужен для размещения дирекции, технической, административно-финансовой, снабженческой и хозяйственной служб.

Также в производственном процессе задействованы электроприемники напряжением 6 кВ, а именно асинхронные двигатели (АД), которые установлены в некоторых основных цехах и насосной станции.

2. Проектирование системы электроснабжения предприятия

2.1 Определение расчетных электрических нагрузок

Электрические нагрузки рассчитываются в связи с необходимостью выбора количества и мощности трансформаторов, проверки токоведущих элементов по нагреву и потери напряжения, правильного выбора защитных устройств и компенсирующих установок.

Расчет нагрузки электроприемников напряжением до 1000 В Расчетная активная нагрузка цеха определяется методом установленной мощности и коэффициента спроса по формуле:

где К_с — средний коэффициент спроса для данного цеха, учитывающий — неодновременность включения, неравномерность загрузки, К.П.Д. потребителей. Значения коэффициента спроса зависят от технологии производства и приводятся в отраслевых инструкциях и справочниках.

Р_ном.нн — суммарная установленная мощность всех приемников низшего напряжения цеха, кВт.

Расчетная реактивная нагрузка определяется:

где tg — коэффициент реактивной мощности для данного цеха.

Определим нагрузку ремонтно-механического цеха.

Расчётная активная мощность цеха составит:

кВт

где К_с — средний коэффициент спроса для ремонтно-механического цеха.

Коэффициент реактивной мощности цеха равен:

Расчётная реактивная мощность цеха:

квар Полная расчётная мощность цеха определяется по формуле:

кВА Для остальных цехов расчет выполняется аналогично, полученные результаты заносим в таблицу 2.1

Расчет нагрузки электроприемников напряжением выше 1 кВ Расчетная нагрузка электроприемников напряжением выше 1 кВ, подключенных к распределительной подстанции напряжением 6−10 кВ, принимается равной средней мощности.

Расчетная нагрузка группы высоковольтных приемников цеха определяется из соотношений:

где К_с — коэффициент спроса электроприемников напряжением выше 1 кВ Р_ном.вн — активная установленная (номинальная) мощность электроприемника высшего напряжения.

tg — коэффициент реактивной мощности.

Расчетная реактивная нагрузка определяется:

где tg — коэффициент реактивной мощности для данного цеха.

Определим нагрузку насосной.

Расчётная активная мощность цеха составит:

кВт где К_с — средний коэффициент спроса для насосной.

Коэффициент реактивной мощности цеха равен:

Расчётная реактивная мощность цеха:

квар Полная расчётная мощность цеха определяется по формуле:

кВА

Таблица 2.1. Расчет нагрузки завода

Так как нагрузка некоторых цехов небольшая, то предусматриваем их питание от рядом стоящих цеховых ТП крупных потребителей, а именно:

— Административно-хозяйственный корпус, столовую и бытовые корпуса № 1 и № 2 от ЦТП Лаборатории низких температур.

— Медпункт от ЦТП Корпуса высоких напряжений.

— Гараж от ЦТП Машинного корпуса.

— Центральный материальный склад и пожарное депо от ЦТП Лабораторий специальных работ.

— Проходную от ЦТП Испытательного цеха.

Таблица 2.2. Нагрузки подстанции завода

Расчет электрической нагрузки предприятия Максимальная полная S_м, активная Р_м и реактивная Q_м мощности промышленного предприятия, отнесенные к шинам вторичного напряжения главной понижающей подстанции ГПП, вычисляются по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов (как силовым до 1 кВ, так и выше).

Полная расчетная нагрузка предприятия определяется по формуле:

Суммарная нагрузка завода без компенсации потерь составляет:

кВт

квар

кВА И соответственно коэффициенты мощности:

2.2 Компенсация реактивной мощности

В последние годы наблюдается значительный рост производства и развитие инфраструктуры городов. В связи с этим увеличивается число и мощности электроприемников, использующихся на производствах в основных технологических и вспомогательных циклах, а объекты инфраструктуры применяют все большее количество осветительных аппаратов для рабочего освещения, рекламы и дизайна. Соответственно увеличивается потребляемая электрическая мощность.

Реактивный ток дополнительно нагружает линии электропередачи, что приводит к увеличению сечений проводов и кабелей и соответственно к увеличению капитальных затрат на внешние и внутриплощадочные сети. Реактивная мощность наряду с активной мощностью учитывается поставщиком электроэнергии, а следовательно, подлежит оплате по действующим тарифам, поэтому составляет значительную часть счета за электроэнергию.

Наиболее действенным и эффективным способом снижения потребляемой из сети реактивной мощности является применение установок компенсации реактивной мощности (конденсаторных установок). Использование конденсаторных установок позволяет:

· разгрузить питающие линии электропередачи, трансформаторы и распределительные устройства;

· снизить расходы на оплату электроэнергии;

· при использовании определенного типа установок снизить уровень высших гармоник;

· подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз;

· сделать распределительные сети более надежными и экономичными.

На практике коэффициент мощности после компенсации находится в пределах от 0,93 до 0,99.

Преимущества использования конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности:

· малые удельные потери активной мощности (собственные потери современных низковольтных косинусных конденсаторов не превышают 0,5 Вт на 1000 ВАр);

· отсутствие вращающихся частей;

· простой монтаж и эксплуатация (не нужно фундамента);

· относительно невысокие капиталовложения;

· возможность подбора любой необходимой мощности компенсации;

· возможность установки и подключения в любой точке электросети;

· отсутствие шума во время работы;

Виды компенсации Единичная компенсация предпочтительна там, где:

· требуется компенсация мощных (свыше 20 кВт) потребителей;

· потребляемая мощность постоянна в течение длительного времени.

Групповая компенсация применяется для случая компенсации нескольких расположенных рядом и включаемых одновременно индуктивных нагрузок, подключенных к одному распределительному устройству и компенсируемых одной конденсаторной батареей.

Для предприятий с изменяющейся потребностью в реактивной мощности, постоянно включенные батареи конденсаторов не приемлемы, т.к. при этом может возникнуть режим недокомпенсации или перекомпенсации. В этом случае конденсаторная установка оснащается специализированным контроллером и коммутационно-защитной аппаратурой. При отклонении значения сos ц от заданного значения контроллер подключает или отключает ступени конденсаторов. Преимущество централизованной компенсации заключается в следующем: включенная мощность конденсаторов соответствует потребляемой в конкретный момент времени реактивной мощности без перекомпенсации или недокомпенсации.

Централизованная компенсация Компенсация выполняется комплектными компенсирующими установками (ККУ) на напряжение 380 В. Выбор ККУ выполняем для каждой трансформаторной подстанции. По заданию оптимальный коэффициент мощности равен 0,94.

Для ТП № 3 определяем мощность ККУ.

квар Выбираем две установки ККУ — 0,38−90/4−10−21У3 мощностью 180 квар. Полная мощность цеховой подстанций после установки ККУ:

кВА Коэффициент мощности после компенсации равен:

Для остальных подстанций расчёт выполняется аналогично.

Так же необходимо установить КУ на 6 кВ, компенсацию выполним компенсирующими установками серии KLV — 6,6 и установим их на стороне ВН трансформаторных подстанций. Расчет выполняется так же, как и на напряжение 380 В. Результаты заносятся в таблицу 2.3.

Таблица 2.3. Выбор компенсирующих устройств

После компенсации, средневзвешенный коэффициент мощности завода равен оптимальному коэффициенту, данному по заданию.

2.3 Определение полной мощности завода

Нагрузка после компенсации представлена в таблице 2.4.

Таблица 2.4. Полная мощность завода

Максимальная полная S_м.п., активная Р_м.п. и реактивная Q_м.п. мощности промышленного предприятия, отнесенные к шинам вторичного напряжения ГПП, вычисляются по активным и реактивным нагрузкам цехов после компенсации.

Полная нагрузка предприятия определяется по формуле:

Суммарная нагрузка завода без компенсации потерь составляет:

кВт

квар

кВА И соответственно коэффициенты мощности:

2.4 Определение центра электрических нагрузок

Местоположение, тип мощность и другие параметры ГПП в основном обуславливаются величиной и характером электрических нагрузок, размещением на генеральном плане, а также производственными, архитектурно-строительными требованиями. Важно, чтобы ГПП находилось как можно ближе к центу питаемых от нее нагрузок. Это сокращает протяженность, следовательно, стоимость и потери в питающих, и распределительных сетях электроснабжения предприятия. Определить местоположения подстанции, значит найти координаты центра электрических нагрузок.

Для выбора места расположения главной понизительной подстанции на генеральном плане завода находится центр электрических нагрузок.

Сначала на генеральном плане строятся оси координат Х и Y и наносятся центры электрических нагрузок каждого цеха (обычно центр электрических нагрузок цеха совмещают с геометрическим центром зданий).

Расчётные данные для построения ЦЭН представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5. Данные для построения ЦЭН

Координаты ЦЭН определяются по формулам:

где Хi; Yi — координаты ЦЭН i — го цеха Р_мi — нагрузка i — го цеха При подстановке расчетных данных для построения ЦЭН в формулы, получим:

м; м;

Центр нагрузки имеет координаты: Х_о = 201 м, Y_o = 515 м.

При расположении главной понизительной подстанции в центре нагрузок, затраты на кабельную продукцию и потери электроэнергии будут наименьшими.

Поэтому проектируем расположение ГПП рядом с Машинным корпусом.

2.5 Обоснование системы электроснабжения

2.5.1 Выбор рационального напряжения системы питания

Систему электроснабжения можно подразделить на:

· систему внешнего электроснабжения (воздушные и кабельные линии от узловых подстанций энергосистемы до ПГВ, ГПП, ГРП)

· систему внутреннего электроснабжения (распределительные линии от ПГВ, ГПП, ЦРП до цеховых трансформаторных подстанций) При выборе номинального напряжения внешнего участка сети принимаются во внимание существующее напряжение возможных источников питания энергосистемы, расстояние от этих источников до предприятия и нагрузка предприятия в целом. От выбора рационального напряжения схемы зависят параметры линии электропередач, выбираемое оборудование подстанции, размеры капитальных вложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Питание крупных энергоемких предприятий от сетей энергосистемы следует осуществлять на напряжении 110, 220 или 330 кВ.

Напряжение 220 кВ и выше целесообразно применять при потребляемой мощности более 120 — 150 МВ· А.

Напряжение 110 кВ — при потребляемой мощности 10 — 150 МВ· А, Напряжение 35 кВ имеет экономические преимущества при передаваемой мощности не более 10 МВ· А.

Рациональное напряжение можно определить аналитическим путем с помощью эмпирической формулы Илларионова:

или по формуле Симона:

где P — передаваемая максимальная мощность, МВт

l — расстояние от точки подключения линии до подстанции, км.

При подстановке расчетных данных в формулы, получим:

кВ

кВ Из полученных формул выходит то, что рациональным для нас является напряжение 110 кВ, так как напряжения, полученные по этим формулам необходимо округлять в большую сторону до стандартного номинального значения.

Так же потребляемая мощность нашего завода входит в интервал от 10 до 150 МВ· А, то и по этому условию нам выгодно выбрать за рациональное напряжение — 110 кВ.

2.5.2 Выбор ЛЭП

Выбор сечения проводов воздушных линий производится по экономическим токовым интервалам. Расчетная токовая нагрузка линии в проекте определяется по выражению:

где б_т — коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки T_м и коэффициент её попадания в максимум энергосистемы К_м, (б_т = 1);

I_A — ток в линии, А;

Сечение проводов ВЛ 35 — 220 кВ выбирается в зависимости от:

· напряжения,

· расчетной токовой нагрузки I_р,

· района по гололеду,

· материала опоры,

· числа цепей опоры.

Для исключения общей короны и радиопомех необходимо, чтобы напряженность поля у поверхности любого провода не превышала определенного допустимого значения. Это достигается путем увеличения диаметров проводов и расщепления проводов в фазе линий. Поэтому выбранные по условиям экономичности, сечения проводов следует при необходимости увеличивать до минимально допустимых значений по условиям короны. В соответствии с ПУЭ минимально допустимые сечения (и соответствующие диаметры проводов) следующие:

· для линий 110 кВ — АС-70 (11,3 мм);

· для линий 220 кВ — АС-240 (21,6 мм);

· для линий 330 кВ — 2 провода АС-300 (2×23,5 мм).

Провода линий не должны нагреваться до недопустимой температуры в послеаварийных режимах, когда на отдельных участках линий ток может быть значительно больше, чем в нормальном режиме. Поэтому проверка выбранных сечений проводов по условию нагрева обязательна.

Условие проверки:

где I_р.тах — максимальный рабочий ток линии в наиболее тяжелом послеаварийном режиме (например, отключение одной цепи двухцепной линии, отключение одного из головных участков линии с двусторонним питанием);

1_доп — допустимый ток для соответствующего сечения.

Если выбранное сечение не удовлетворяет данному условию, то необходимо выбрать большее сечение, для которого условие проверки выполняется.

Для определения расчетного тока в одной цепи линии найдем номинальный ток линий I_A:

А где S_м — мощность по линии в режиме максимальных нагрузок, кВ· А;

U_н — номинальное напряжение линий, кВ;

n — количество цепей линий электропередачи;

Расчетный ток по одной цепи линии тогда равен:

А По известным значениям напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололёду, материала и числа цепей опоры выберем сечение провода — 120 мм².

Проверка экономически целесообразного сечения провода по условию короны показывает, что выбранное сечение удовлетворяет требованиям снижения короны.

Проверим провод по условию нагрева. При выходе из строя одной цепи линии по оставшейся в работе цепи должна передаваться прежняя мощность, т. е. ток линии увеличится, в два раза по сравнению с нормальным режимом.

А Для провода марки АС — 120 допустимый ток составляет 390 А., т. е. данный провод проходит по условиям нагрева.

Выбранное сечение по длительному току должно быть проверено на потерю напряжения. Нормированных значений потери напряжения нет, однако в ГОСТ 13 109–97 указаны предельные значения отклонений напряжения от номинального значения.

Расчет потери напряжения с учетом продольной составляющей падения напряжения:

Расчет потери напряжения с учетом продольной составляющей падения напряжения:

Найдем активное сопротивление линии:

где r_o — удельное активное сопротивление линии (Ом/км)

L — длина линии, (км)

(Ом· мм²)/км — удельная проводимость материала для алюминия

F — сечение проводника, (мм²)

Индуктивное сопротивление линии Х = х_о· L = 0,427· 43,8 = 18,7 Ом где х_о = 0,47 (Ом/км) — удельное индуктивное сопротивление линии.

L — длина линии, (км) Падение напряжения в линии составит:

Нормальный режим (работают обе линии):

Так как работают две линии то надо сопротивления R и Х разделить на два.

Определение продольной составляющей падения напряжения:

Определение поперечной составляющей падения напряжения:

Определим падение напряжения? U_расч.:

что составляет в процентах:

Выбранное сечение 120 мм² удовлетворяет условию

Аварийный режим (при отключении одной линии):

Определение продольной составляющей падения напряжения:

Определение поперечной составляющей падения напряжения:

Определим падение напряжения? U_расч.:

что составляет в процентах:

Выбранное сечение 120 мм² удовлетворяет условию:

Для воздушной линии выбираем железобетонные опоры (двухцепные). Двухцепные воздушные линии сооружаются по соображениям надёжности электроснабжения нагрузок предприятия при радиальной схеме сети.

2.5.3 Выбор силовых трансформаторов

Главные понизительные подстанции (ГПП) предприятий, как правило, сооружают двухтрансформаторными.

Обычно на подстанции выбирают один или два трансформатора.

Два трансформатора устанавливают на подстанциях, питающих электроприемники I или II категории и не имеющих на вторичном напряжении связи с другими подстанциями.

Чтобы оба трансформатора могли надежно резервировать друг друга, их запитывают от независимых источников по не зависящим друг от друга линиям. Ввиду того, что взаимное резервирование трансформаторов должно быть равнозначным, их выбирают одинаковой мощности.

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в следующих случаях:

— при преобладании потребителей I категории и наличии потребителей особой группы (последним необходим третий источник);

— для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (компрессорные и насосные подстанции);

— для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок (выше 0,5−0,7 кВА/м²).

Основным фактором, определяющим требуемую номинальную мощность трансформатора согласно /3/, является допустимая относительная аварийная нагрузка. По ГОСТ 14 209–97 она определяется по соображениям допустимого дополнительного теплового износа изоляции трансформатора за время аварийного режима с учетом температуры охлаждающей среды, типа трансформатора и формы суточного графика нагрузки в аварийных условиях.

В зависимости от исходных данных различают два метода выбора номинальной мощности трансформаторов:

1) по заданному суточному графику нагрузки за характерные сутки года для нормальных и аварийных режимов;

2) по расчетной мощности для тех же режимов.

Определяем расчетную мощность трансформатора для ГПП с учетом 40% перегрузки. При отключении одного трансформатора, оставшийся в работе должен обеспечивать потребителей, перегружаясь не более чем на 40%, что допустимо в течение 5 суток, не более 6 часов в сутки

кВА Произведем расчет для двух вариантов.

1-й вариант: для электроснабжения выбираем два трансформатора типа ТДН — 16 000/110.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

K_з — допустимый.

2-й вариант: для электроснабжения выбираем два трансформатора типа ТРДН — 25 000/110.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

K_з — допустимый.

Результаты остальных расчетов сведены в таблицу.

Таблица 2.6. Выбор трансформаторов ГПП

Таблица 2.7. Технические данные трансформаторов.

2.5.4 Выбор РУВН

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.

Описать откуда получает питание электроэнергией завод.

Классифицировать подстанцию по её месту в энергосистеме (тупиковая, проходная и т. д.)

Выбрать схему главной понизительной подстанции со стороны высшего напряжения, указать критерии выбора и описать её работу в различных режимах.

Указать достоинства и недостатки схемы.

Основными требованиями, которыми должна удовлетворять главная схема электрических соединений подстанции являются:

Надежность электроснабжения Экономичность Сохранение устойчивости электропередачи.

При выборе схемы электроснабжения завода учитывались следующие требования:

· схема должна обеспечивать необходимую надежность питания потребителей,

· быть простой и удобной в эксплуатации,

· все элементы схемы должны иметь такие параметры, чтобы при аварийном выходе из строя какого либо основного элемента оставшиеся в работе могли принять на себя нагрузку отключившегося элемента с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме,

· должны учитываться перспективы развития предприятия,

· схема должна обеспечивать автоматическое восстановление питания,

· обеспечивать возможность свободного проведения ремонтных и послеаварийных работ,

· снижение токов КЗ и выбор облегченных конструкций электрических аппаратов.

Произведем замену отделителей и короткозамыкателей на выключатели в соответствии с «Рекомендациями по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 — 750 кВ» (Издательство НЦ ЭНАС, 2004 г.). В котором указано, что при проектировании применять схему с отделителем и короткозамыкателем не рекомендуется, а при реконструкции и техническом перевооружении подстанций предусматривать замену этих аппаратов на выключатели.

В соответствии с этим предусматриваем питание ГПП от районной подстанции «Восход» по двум ВЛ — 110 кВ, каждая из которых подключена к отдельной секции шин. На ВН ГПП применяем одиночную секционированную систему шин. Секционный выключатель в нормальном состоянии отключен. На нем предусмотрено АВР, которое включает секционный выключатель при исчезновении напряжения на одной из секций шин. К каждой из секций шин через вводный выключатель подключен силовой трансформатор. При такой схеме силовые трансформаторы работают раздельно, что уменьшаются возможные токи КЗ.

Для ВН используем стандартные комплектные распределительные устройства, в которых предусмотрены — ячейка трансформатора напряжения, ремонтный заземлитель шин.

2.5.5 Технико-экономическое сравнение

Сравнение будем выполнять методом дисконтированных затрат. По заданию стоимость электроэнергии 155 коп/кВт*час. На год издания стоимость ЭЭ составляла 4 коп/кВт*час, значит увеличиваем стоимость капитальных затрат для обоих вариантов в Вариант I

Питание выполняется от двух трансформаторов ТДН — 16 000/110.

Определим по справочнику стоимость ГПП.

Вычислим суммарные издержки.

И = И_а + И_р + И_ДW

где И_а — издержки на амортизацию.

И_р — издержки на ремонт.

И_ДW — издержки на оплату потерь ЭЭ.

Издержки на амортизацию где б_а — общая норма амортизационных отчислений.

Издержки на ремонт где б_р — норма отчислений на капитальный ремонт.

Определим время максимальных потерь:

часов Коэффициент нагрузки равен:

Потери ЭЭ в трансформаторе:

Издержки на оплату потерь ЭЭ.

Суммарные издержки будут равны:

И=529,82 + 252,3 + 729,92=1512,04 тыс. руб.

Общие затраты З = К + И = 8409,91 + 1512,04 = 9921,95 тыс. руб

Вариант II

Питание выполняется от двух трансформаторов ТРДН — 25 000/110.

Определим по справочнику стоимость ГПП.

Вычислим суммарные издержки.

И = И_а + И_р + И_ДW

где И_а — издержки на амортизацию.

И_р — издержки на ремонт.

И_ДW — издержки на оплату потерь ЭЭ.

Издержки на амортизацию где б_а — общая норма амортизационных отчислений.

Издержки на ремонт где б_р — норма отчислений на капитальный ремонт.

Коэффициент нагрузки равен:

Потери ЭЭ в трансформаторе при ф_макс = 3411 часов:

Издержки на оплату потерь ЭЭ.

Суммарные издержки будут равны:

И = 738,28 + 351,56 + 856,04= 1945,88 тыс. руб.

Общие затраты З = К + И = 11 718,78 + 1945,88 = 13 664,66 тыс. руб

Результаты технико-экономического расчета занесем в таблицу Таблица 2.8. Варианты технико-экономического сравнения

Так как З₁ < З₂, то выбираем 1 вариант с установкой на ГПП двух трансформаторов типа ТДН — 16 000/110.

2.5.6 Выбор РУНН

На стороне 6 кВ подстанции принимаем к установке комплектное распределительное устройство наружного исполнения КРУ 2−10.

КРУ предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц на номинальное напряжение 6−10 кВ и комплектования распределительных устройств 6 и 10 кВ подстанции.

КРУ не предназначено для работы в среде, подвергающейся усиленному загрязнению, действию газов, испарений и химических отложений, вредных для изоляции, а также в среде, опасной в отношении взрыва и пожара.

Распределительное устройство КРУ в закрытом распределительном устройстве.

КРУ изготовляется в виде полностью собранного блока из шкафов с выполненным монтажом электрических схем. Единая жесткая конструкция собирается с помощью болтовых соединений, вертикальных стоек и продольно-поперечных связей.

Шкаф трансформатора собственных нужд — ТСН (при наличии его в заказе) может выполнятся в двух модификациях:

1) ТСН встроен в шкаф.

При этом мощность трансформатора не более 40 кВА и шкафы с ТСН должны быть крайние по расположению, а вводные шкафы вторые от краев РУ.

2) ТСН отдельно стоящий (устанавливается под проводами, идущими к вводной траверсе РУ), при этом мощность не ограничивается. В шкаф ТСН устанавливаются разъединитель высоковольтный и предохранители. Блок шкафов КРУ представляет собой корпус, разделенный вертикальными поперечными перегородками на несколько параллельных шкафов сборной конструкции. Основанием блока шкафов служит горизонтальная рама, на которой приварены направляющие для перемещения выдвижного элемента, узлы фиксации и заземления его. К этому основанию также прикреплены вертикальные поперечные перегородки — боковые стенки шкафов КРУ. В каждом шкафу смонтирована средняя вертикальная рама, на которой закреплены проходные изоляторы с неподвижными разъемными контактами главной цепи, трансформаторы тока, заземляющий разъединитель, а со стороны выдвижного элемента — шторочный механизм.

Шкаф состоит как бы из трех отделений: корпуса, выдвижного элемента и релейного шкафа. Корпус разделен на отсеки: сборных шин, линейный и выдвижного элемента.

С наружной стороны отсек сборных и линейных шин закрыты стенками. В верхней части имеется люк для возможности безопасного осмотра оборудования без снятия напряжения. Линейный отсек больше отсека сборных шин на величину, необходимую для прохода силовых кабелей, установки трансформаторов тока защиты от замыканий на землю. На вертикальной стенке отсека размещен заземляющий разъединитель. При выполнении каких-либо работ в линейном отсеке с целью обеспечения безопасности заземляющий разъединитель включается ручным приводом, который имеет все необходимые блокировки, а доступ к нему (к приводу) возможен только при выведении выдвижного элемента в ремонтное положение. Блокирование заземляющего разъединителя с элементами внешних присоединений и других шкафов выполняется с помощью электромагнитных замков и механических блокировок.

В КРУ в качестве шкафов применяются современные шкафы базовых серий К-61, которые адаптированы для установки в них высоконадежных высоковольтных вакуумных выключателей типа «EVOLIS». Масляные выключатели не применяются.

Применяются вакуумные выключатели с дополнительными расцепителями работающими в режиме дешунтирования. Выключатель высоковольтный со встроенным приводом монтируется на выкатном элементе (тележке) шкафа. В верхней и нижней частях выкатного элемента расположены подвижные разъединяющие контакты главной цепи, которые при вкатывании элемента в шкаф замыкаются с шинным (верхним) и линейным (нижним) неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отключен от сборных шин и кабельных присоединений.

Когда тележка находится вне корпуса шкафа, обеспечивается удобный доступ к выключателю и его приводу для ремонта, а при необходимости — быстрая замена выключателя другим аналогичным, установленным на такой же тележке.

В отсеке выкатного элемента также размещены нагревательный элемент (по заказу), разгрузочный клапан и фототиристор-датчик, срабатывающий при возникновении дуги во время короткого замыкания в отсеке и отключающий высоковольтный выключатель.

Выкатной элемент шкафа (тележка) имеет три положения:

· рабочее — тележка находится в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи замкнуты;

· контрольное — тележка в корпусе шкафа, первичные цепи разомкнуты;

· ремонтное — тележка находится вне корпуса шкафа, первичные и вторичные цепи разомкнуты.

В рабочем и контрольном положении выкатной элемент имеет механизм фиксации. Для облегчения перемещения тележки в рабочее положение имеется рычажной механизм, управляемый съемной рукояткой. При выкатывании тележки из шкафа автоматически изоляционными шторками закрываются отсеки шинного и линейного разъединяющих контактов, что исключает возможность случайного прикосновения к токоведущим частям, оставшимся под напряжением.

Выкатной элемент шкафа имеет блокировку, не допускающую перемещение тележки из рабочего положения в контрольное и обратно при включенном высоковольтном выключателе. (При включенном выключателе тяга блокировки, находящейся ниже выключателя упирается в педаль и не дает возможности нажать педаль, высвободить фиксатор положения тележки, тем самым предотвращая перемещение выкатного элемента).

После отключения выключателя, при перемещении выкатного элемента из рабочего положения в контрольное, фиксатор положения тележки передвигается вверх и упирается в тягу блокировки, которая блокирует вал механизма выключателя, тем самым препятствуя его включению.

На педали установлен конечный выключатель, включенный в электрическую схему вспомогательных цепей и не допускающий включения выключателя при положении выкатного элемента в промежутке между рабочим и контрольным положениями.

Ножи заземляющего разъединителя (З.Н.) шкафа КРУ имеют блокировку, не допускающую включение З.Н. при рабочем положении выкатного элемента и отключения З.Н. при вкатывании тележки из контрольного (или ремонтного) положения. Конструкция — на неподвижной пластине имеется два отверстия: одно — для крепления блок-замка, второе — для запирания З.Н. во включенном (или отключенном) положении. На валу З.Н. расположен диск с идентичными отверстиями. При повороте вала З.Н. отверстия совмещаются, что позволяет фиксировать его в том или ином положении. На валу привода З.Н. имеется штырь, который при повороте З.Н. в положение «ЗАЗЕМЛЕНО» своим вертикальным положением препятствует вкату тележки.

Выкатной элемент оснащен защитным экраном и включить ножи заземляющего разъединителя в шкафу, возможно, только при полностью выкаченной из шкафа тележки.

В секционных, вводных шкафах и в шкафах с трансформаторами напряжения включению заземления шкафа и выкату тележки при включенном выключателе дополнительно препятствует электромагнитный блок-замок, включенный в электрическую схему блокировки.

Шторочный механизм шкафа при полностью выкаченной из шкафа тележки закрывает доступ к неподвижным разъемным контактам, остающимся под напряжением.

Пластина-фиксатор механизма не позволяет открыть шторки вручную. Рычаг открывания шторок механически связан с пластиной-фиксатором и при закрытых штоках имеют совмещенные отверстия для запирания замком.

При вкатывании тележки шторочный механизм автоматически открывает шторки и фиксирует их.

В шкафах КРУ в зависимости от назначения, предусмотрены следующие механические блокировки, в соответствии в ГОСТ 12.2.007.4 -75:

— блокировка, не допускающая вкатывания выдвижного элемента в рабочее положение и выкатывание из рабочего положения при включенном высоковольтном выключателе;

— блокировка, не допускающая вкатывание и выкатывание выдвижного элемента при включенных разъединяющих контактах под нагрузкой (для шкафов без выключателей);

— блокировку включения выключателя с двух мест (местного и дистанционного);

— блокировку против повторного включения при отказе механизма, удерживающего выключатель во включенном положении;

— блокировка, не допускающая включения коммутационного аппарата, установленного на выдвижном элементе, при положении выдвижного элемента в промежутке между рабочим и контрольным положениями;

— блокировка, не допускающая перемещения выдвижного элемента из контрольного (разобщенного) в рабочее положение при включенных ножах заземляющего разъединителя;

— блокировка, не допускающая включение заземляющего разъединителя в шкафу секционирования с разъединителем или разъединяющими контактами при рабочем положении выдвижного элемента секционного выключателя.

В шкафах КРУ, которые снабжены заземляющими разъединителями, должны быть установлены необходимые устройства для осуществления следующих блокировок:

— блокировки, не допускающей включения заземляющего разъединителя при условии, что в других шкафах КРУ, от которых возможна подача напряжения на участок главной цепи шкафа, где размещен заземляющий разъединитель, выдвижные элементы находятся в рабочем положении (или любые коммутационные аппараты находятся во включенном положении);

— блокировки, не допускающей при включенном положении заземляющего разъединителя перемещения в рабочее положение выдвижных элементов (при включении любых коммутационных аппаратов) в других шкафах КРУ, от которых возможна подача напряжения на участок главной цепи шкафа, где размещен заземляющий разъединитель.

На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения, предохранители и другие аппараты (в соответствии с заказом).

Коридор обслуживания и управления предназначен для обслуживания элементов КРУ, защиты персонала от атмосферных воздействий в ненастную погоду, а также размещения общеподстанционных устройств защиты и питания элементов КРУ (релейные шкафы с аппаратурой вспомогательных цепей собственных нужд, центральной сигнализации, АЧР, ЗМН, стабилизатора напряжения для питания цепей управления, сигнализации и приводов выключателей — количество и типы шкафов определяется заказом).

Шкафы КРУ комплектуются электрооборудованием на номинальное напряжение 6 кВ: трансформаторы напряжения, разрядники, силовые предохранители, трансформаторы с.н. устанавливаются на напряжение 6 кВ.

2.6 Проектирование системы распределения

2.6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения

Напряжение 10 кВ рекомендуется в качестве основного для распределения электроэнергии по территории предприятия.

Использование напряжения 6 кВ следует ограничивать и применять при следующих обстоятельствах:

· при питании предприятия от собственной электростанции на генераторном напряжении

· при большом числе электродвигателей небольшой мощности (до 500 кВт)

· при реконструкции или расширении действующего предприятия, ранее запроектированного на данное напряжение При наличии нагрузки электроприемников напряжением 6 кВ менее 15% от суммарной мощности предприятия, то можно принять без технико-экономического расчёта рациональное напряжение системы распределения -10 кВ.

Если нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, то можно без технико-экономического расчета принять рациональное напряжение системы распределения — 6 кВ.

В интервале 15 — 40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.

Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия можно определить по формуле:

где S_м — полная мощность предприятия, кВА;

— полная нагрузка напряжением 6 кВ, кВА.

С использованием данных пункта 2.3 получим:

кВА тогда

Таким образом, для нашего предприятия целесообразно принять рациональное напряжение распределительной сети U_pau = 6 кВ, так как:

· предприятие до реконструкций было запроектировано на данное напряжение

· 47% суммарной мощности предприятия составляют АД на напряжение 6 кВ.

2.6.2 Выбор типа ТП и мест их расположения

От правильного выбора категорий электроприёмников по степени бесперебойного питания для конкретного технологического производства во многом зависит выбор надёжной схемы электроснабжения, обеспечивающей в условиях эксплуатации минимальные затраты.

Число трансформаторов цеховой ТП зависит от требования надежности питания потребителей. Питание электроприемников первой категории следует предусматривать от двухи трехтрансформаторных подстанций. Трехтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в случаях, когда возможно равномерное распределение подключаемой нагрузки по секциям РУНН подстанции.

Двухи трехтрансформаторные подстанции рекомендуется также применять для питания электроприемников второй категории. При сосредоточенной нагрузке предпочтение следует отдавать трехтрансформаторным подстанциям. Однотрансформаторные подстанции могут быть применены для питания электроприемников второй категории, если требуемая степень резервирования потребителей обеспечивается линиями низкого напряжения от другого трансформатора и время замены вышедшего из строя трансформатора не превышает сутки.

Для питания электроприемников третьей категории рекомендуется применять однотрансформаторные подстанции, если перерыв электроснабжения, необходимый для замены поврежденного трансформатора, не превышает сутки. При значительной сосредоточенной нагрузке электроприемников третьей категории вместо двух однотрансформаторных подстанций может быть установлена одна двухтрансформаторная подстанция без устройства АВР с полной загрузкой трансформатора.

Мощность трансформаторов двухи трехтрансформаторных подстанций определяется таким образом, чтобы при отключении одного трансформатора было обеспечено питание требующих резервирования электроприемников в послеаварийном режиме с учетом перегрузочной способности трансформатора.

Выбор единичной мощности трансформаторов при значительном числе устанавливаемых цеховых трансформаторных подстанций и рассредоточенной нагрузке следует делать на основании технико-экономического расчета. Определяющими факторами при выборе единичной мощности трансформатора являются затраты на питающую сеть 0,4 кВ, потери мощности в питающей сети и в трансформаторах, затраты на строительную часть ТП.

Схемы соединения обмоток трансформаторов. Трансформаторы цеховых ТП мощностью 400−2500 кВА выпускаются со схемами соединения обмоток «звезда-звезда» с допустимым током нулевого вывода равным 25% номинального тока трансформатора, или со схемой «треугольник — звезда» — 75% номинального тока трансформатора. По условиям надежности действия защиты от однофазных коротких замыканий в сетях напряжением до 1 кВ и возможности подключения несимметричных нагрузок предпочтительным является трансформатор с схемой соединения обмоток «треугольник-звезда».

Выбор исполнения трансформатора по способу охлаждения обмоток (масляный, сухой, заполненный негорючим жидким диэлектриком) зависит от условий окружающей среды, противопожарных требований объемно — планировочных решений производственного здания.

Распределительное устройство со стороны высокого напряжения подстанции для КТП промышленного типа выполняется обычно в виде высоковольтного шкафа без сборных шин со встроенными в шкаф коммутационными аппаратами или без них (глухой ввод). Высоковольтный шкаф называется устройством со стороны высшего напряжения подстанции (УВН).

Установка отключающего аппарата перед цеховым трансформатором при магистральной схеме питания обязательна. Глухое присоединение цехового трансформатора может применяться при радиальной схеме питания трансформатора кабельными линиями по схеме блок «линия-трансформатор», за исключением питания от пункта, находящегося в ведении другой эксплуатирующей организации, а также при необходимости установки отключающего аппарата по условиям защиты. В качестве отключающих аппаратов могут применяться разъединители с предохранителями, выключатели нагрузки, выключатели нагрузки с предохранителями. В последнее время появились УВН с вакуумными выключателями.

Распределительным устройством со стороны низшего напряжения подстанции называется устройство для распределения электроэнергии напряжением до 690 В, состоящее из одного или нескольких шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения и защиты. РУНН двухтрансформаторной подстанции выполняется с одиночной секционированной системой шин с фиксированным подключением каждого трансформатора к своей секции шин через коммутационный аппарат.