Проектирование системы электроснабжения завода крупнопанельного домостроения
Генеральный план предприятия. Проектирование системы электроснабжения, определение расчетных электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Определение центра электрических нагрузок. Выбор системы питания. Проектирование системы распределения.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 06.07.2012 |
| Размер файла | 2,8 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Исходные данные на проектирование
1. Генеральный план завода крупнопанельного домостроения представлен на рисунке 1
2. Мощность системы питания 500 МВА.
3. Питание предприятия можно осуществлять от подстанции энергосисте-мы на классах напряжения 220, 110,35 кВ.
4. Индуктивное сопротивление системы (ХС) принимать 0,3; 0,6; 0,9 о.е. соответственно классам напряжения 220, 110, 35 кВ
5. Расстояние от источника питания до завода 3 км.
6. Сведения об электрических нагрузках приведены в таблице 1.
Рисунок 1- Генеральный план предприятия
Таблица 1
|
№ |
Наименование цеха |
Установленная мощность, кВт |
Категория |
|
|
1 |
Гараж |
480 |
||
|
2 |
Резервуары для воды |
810 |
||
|
3 |
Насосная станция |
650 |
||
|
Насосная станция (6кВ) |
3300 |
|||
|
4 |
Склад заполнителей |
220 |
||
|
5 |
Галерея заполнителей |
1350 |
||
|
6 |
Компрессорная |
650 |
||
|
Компрессорная (6кв) |
3680 |
|||
|
7 |
Склад карбида и кислорода |
320 |
||
|
8 |
Лаборатория (ЦЗЛ) |
1200 |
||
|
9 |
Столовая |
320 |
||
|
10 |
Склад цемента с разгрузочным устройством |
2280 |
||
|
11 |
Бетонно-смесительный цех |
4110 |
||
|
12 |
Склад арматурной стали |
240 |
||
|
13 |
Главный производственный цех |
6000 |
||
|
14 |
Материальный склад |
230 |
||
|
15 |
Цех приготовления цветного раствора |
2280 |
||
|
16 |
Площадка для отходов |
110 |
||
|
17 |
Административный корпус, конструкторское бюро |
1290 |
||
|
18 |
Ремонтно-механический цех |
700 |
||
|
19 |
Блок мастерских |
1670 |
||
|
20 |
Склад готовой продукции |
215 |
Аннотация
Темой данного дипломного проекта является проектирование системы электроснабжения завода крупнопанельного домостроения.
В дипломном проекте рассмотрены следующие вопросы: Краткая характеристика технологического процесса; Определение расчётных электрических нагрузок; Выбор системы питания системы электроснабжения; Выбор системы распределения завода; Расчёт токов короткого замыкания; Выбор основного оборудования, а также его проверка по условиям короткого замыкания; Релейная защита; Расчёт молниезащиты и заземляющего устройства подстанции.
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 о 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.
1. Описание технологического процесса
В главном производственном цехе применена кассетная технология. Все имеющиеся здесь кассеты заполняют поочередно следующим образом: производят смазку кассет отходами нефтяной промышленности для уменьшения отгезии бетона к поверхности кассеты; в кассеты опускают арматуру и заполняют подаваемой по транспортерной ленте бетонной смесью (V=85 м.куб.). Уплотнение производится с помощью навесных вибраторов. Процесс формования длится 1 час, затем производится тепловая обработка паром в ямных пропарочных камерах в течении 8 часов. После распалубки изделия доводят до кондиции вручную. Кассетная технология производства железобетонных плит позволила сократить расход пара до 180-190 кг/куб.м., а расход воды на 10%. Затем плиты отправляются на склад. Замена устаревших методов складирования готовых изделий “навалом” свели на нет порчу материалов при погрузке на транспорт.
В цехе №13 также расположены формовочные конвейера с щелевыми туннельными пропарочными камерами ( отдельная для каждой линии ). Первым этапом производства является очистка форм. Очистка выполняется специальным агрегатом, способным производить эту операцию в любой плоскости. Окончательная очистка производится оператором вручную, при помощи пневмоаппарата, воздействующего плотной струей воздуха на поверхность формы. Следующим этапом является смазка формы специальным составом и укладка на дно формы, в специальные матрицы, керамической плитки. Затем производят установку первого слоя объемных арматурных каркасов. После укладки плиток и каркаса производят заливку первого, наружного, слоя бетона посредством специального бетоноукладчика, получающего смесь путем подвесных транспортерных лент непосредственно из бетонно-смесительного цеха. Смесь представляет собой так называемый пескобетон (бетон с низким содержанием щебня). Следующим звеном является укладка на первый слой бетона утеплителя (полистирол) и верхней арматурной сетки. Внутренняя часть панели заливается жесткой бетонной смесью и уплотняется специальным навесным вибратором (виброрейки). Поверхность изделия шлифуется и заглаживается специальным затирочным агрегатом. Все неровности, оставшиеся после машины устраняются в ручном режиме. После добавочных операций вагонетка с отформованной панелью направляется в пропарочную камеру для последующей термовлажностной обработки в течении 6 - 7 часов. После пропарочной камеры и распалубки панель попадает в моечное отделение, где ее очищают от загрязнений и отправляют на последующую доработку, включающую в себя установку оконных и дверных проемов и их последующую герметизацию. На предприятии существует два вида хранения цемента: обычный (склад) и в так называемых силосных банках. Цемент с железнодорожных вагонов посредством пневматики закачивается в эти банки. Песок и щебень хранятся отдельно (с железнодорожных вагонов ссыпают на склад и разравнивают, для удобства последующего изъятия при помощи мостовых кранов и тракторов), осуществляется круглогодичный подогрев склада сыпучих материалов. В нужный момент песок, щебень, цемент подаются по транспортерам в бетоносмесительный цех. Вода подается туда по технологическому трубопроводу. На предприятии применяется идея омагниченной воды. Жидкость, перед тем, как попасть в бетоносмеситель проходит через мощные магнетроны. В бетонно-смесительном цехе существуют несколько линии по четыре бетономешалки в каждой. Данные о каждой машине идут на пульт оператора, который следит за концентрацией воды, цемента, щебня, песка и хим. добавок, регулируя ее и подавая в экстренном случае сигнал предупреждения с помощью переговорного устройства. После замеса готовая бетонная смесь по транспортерам передается непосредственно в главный производственный цех. Заготовки арматуры складируют в центре цеха№13, по краям же на формах, при помощи сварных аппаратов производят сборку арматуры. Доводка осуществляется с помощью ручных сварочных аппаратов. В каждом цехе существует собственный смазочный аппарат, готовящий смазку для форм (ОПЛ, вода, эмульсол).
За контроль исходного и полученного материала отвечает заводская лаборатория. В данном помещении проводят испытания закладных деталей (разрывная машина), бетонных кубов 10х10х10 см. (пресс и ультразвук), испытания на морозоустойчивость (холодильные камеры). Лаборатория завода имеет широкие связи в стране и за рубежом, благодаря чему на предприятии появляются новые технологии производства железобетонных изделий.
2. Проектирование системы электроснабжения предприятия
2.1 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.
2.1.1 Метод коэффициента спроса
Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать коэффициенты спроса (КС) и мощности (cos????определяемые по справочным материалам [1] для данной отрасли промышленности.?
Pmax = Kc Pуст; Qmax = Pmax tg ц
Значения Руст приведены в таблице 1. Определяют максимальную нагрузку цеха. К полученной мощности необходимо добавить мощность, потребляемую искусственным освещением цеха, а также потери мощности в силовых трансформаторах.
Мощность, потребляемая искусственным освещением цеха, находится по формуле:
Росв = Fу Кс. осв; Qосв = Pосв tg цосв;
где у удельная плотность осветительной нагрузки; [Вт/м2], определяемая по справочным материалам [1] для данной отрасли промышленности, для конкретного цеха;
Кс.осв коэффициент спроса освещения, также определяемый по справочным материалам;
tgцосв коэффициент, зависящий от типа используемых ламп (ДРЛ, ЛЛ, ЛН);
Fплощадь цеха.
Суммарная мощность цеха равна:
Рцех = Рmax + Росв; Qцех = Qmax + Qосв
Полная мощность равна:
Sцех =;
Так как, на данном этапе расчета цеховые трансформаторы не известны, то потери мощности в них приближенно находятся по суммарным значениям нагрузки:
ДРтр. = 0,02 Sцех0,4кВ ;
ДQтр. = 0,1 Sцех0,4кВ ;
Окончательная расчетная мощность цеха находится по формуле:
Рр = Рmax + Росв + ДРтр;
Qр= Qmax + Qосв + ДQтр;
Определение расчетной нагрузки рассмотрим на примере Главного производственного цеха.
РН = 6000; cos = 0,75; kc = 0,5; F= 29035 м2
;
;
;
;
;
Подсчитаем также мощность, потребляемую искусственным освещением территории (лампами ДРЛ):
Росв тер. = F у Кс. осв=21004111/1000 = 210,041 кВт;
Qосв тер. = Pосв tgцосв=210,041 0,484 = 101,66 кВАр.
Определим нагрузку по предприятию в целом:
Расчётные активная и реактивная мощности с учетом потерь в трансформаторах предприятия в целом определяются по выражениям:
Результаты расчета нагрузки для остальных цехов сведены в таблицу 2
2.1.2 Статический метод
Данный метод предполагает, что нагрузка - случайная величина, которая распределяется по нормальному закону: Рmax = MP + в где в - принятая кратность меры рассеивания (коэффициент надёжности расчёта) принятый по интегральной кривой с точностью которая определяется принятым значением доверительной вероятности: б = 0,9; МР = Рср. - математическое ожидание нагрузки; Дисперсия вычисляется по формуле:
=
Выражение для расчёта максимальной нагрузки предприятия статическим методом:
Для расчёта Рср. и Рср.кв. используется суточный график нагрузки предприятия.
Рср= ;
Рср.кв=
Таблица 2
|
№ |
Рном. кВт |
Кс |
cosц |
Рм, кВт |
Qм, кВар |
Fцеха |
у, Вт/м2 |
Ксо |
Росв, кВт |
Qо |
Sц |
DРт |
DQт |
Рм |
Qм |
Sм |
|
|
1 |
480 |
0,70 |
0,70 |
336,0 |
342,8 |
4399 |
8,5 |
0,85 |
32 |
15,4 |
513,4 |
10,27 |
51,34 |
378,1 |
409,5 |
557,3 |
|
|
2 |
810 |
0,75 |
0,80 |
607,5 |
455,6 |
2002 |
5,6 |
0,60 |
7 |
3,3 |
766,7 |
15,33 |
76,67 |
629,6 |
535,6 |
826,5 |
|
|
3 |
650 |
0,75 |
0,80 |
487,5 |
365,6 |
1188 |
16 |
0,95 |
18 |
8,7 |
629,1 |
12,58 |
62,91 |
518,1 |
437,3 |
678,0 |
|
|
|
3300 |
0,75 |
0,90 |
2475,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2475,0 |
|
2475,0 |
|
|
4 |
220 |
0,90 |
0,90 |
198,0 |
95,9 |
6159 |
12 |
0,60 |
44 |
21,5 |
269,3 |
5,39 |
26,93 |
247,7 |
144,3 |
286,7 |
|
|
5 |
1350 |
0,75 |
0,75 |
1012,5 |
892,9 |
2552 |
12 |
0,95 |
29 |
14,1 |
1381,2 |
27,62 |
138,12 |
1069,2 |
1045,1 |
1495,2 |
|
|
6 |
650 |
0,75 |
0,85 |
487,5 |
302,1 |
2816 |
16 |
0,95 |
43 |
20,7 |
620,8 |
12,42 |
62,08 |
542,7 |
384,9 |
665,4 |
|
|
|
3680 |
0,75 |
0,90 |
2760,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2760,0 |
|
2760,0 |
|
|
7 |
320 |
0,90 |
0,90 |
288,0 |
139,5 |
1056 |
12 |
0,60 |
8 |
3,7 |
328,4 |
6,57 |
32,84 |
302,2 |
176,0 |
349,7 |
|
|
8 |
1200 |
0,50 |
0,65 |
600,0 |
701,5 |
5719 |
28 |
0,80 |
128 |
62,0 |
1055,0 |
21,10 |
105,50 |
749,2 |
869,0 |
1147,4 |
|
|
9 |
320 |
0,50 |
0,65 |
160,0 |
187,1 |
5279 |
28 |
0,90 |
133 |
64,4 |
386,1 |
7,72 |
38,61 |
300,8 |
290,1 |
417,8 |
|
|
10 |
2280 |
0,90 |
0,90 |
2052,0 |
993,8 |
7039 |
12 |
0,60 |
51 |
24,5 |
2336,3 |
46,73 |
233,63 |
2149,4 |
1252,0 |
2487,5 |
|
|
11 |
4110 |
0,55 |
0,70 |
2260,5 |
2306,2 |
924 |
28 |
0,95 |
25 |
11,9 |
3255,0 |
65,10 |
325,50 |
2350,2 |
2643,6 |
3537,2 |
|
|
12 |
240 |
0,90 |
0,90 |
216,0 |
104,6 |
4399 |
12 |
0,60 |
32 |
15,3 |
275,2 |
5,50 |
27,52 |
253,2 |
147,5 |
293,0 |
|
|
13 |
6000 |
0,50 |
0,75 |
3000,0 |
2645,8 |
29035 |
16 |
0,90 |
418 |
202,4 |
4449,2 |
88,98 |
444,92 |
3507,1 |
3293,0 |
4810,8 |
|
|
14 |
230 |
0,90 |
0,90 |
207,0 |
100,3 |
6599 |
16 |
0,60 |
63 |
30,7 |
300,4 |
6,01 |
30,04 |
276,4 |
161,0 |
319,8 |
|
|
15 |
2280 |
0,70 |
0,80 |
1596,0 |
1197,0 |
9854 |
16 |
0,95 |
150 |
72,5 |
2158,6 |
43,17 |
215,86 |
1789,0 |
1485,3 |
2325,2 |
|
|
16 |
110 |
0,35 |
0,50 |
38,5 |
66,7 |
5807 |
5,6 |
0,60 |
20 |
9,4 |
95,7 |
1,91 |
9,57 |
59,9 |
85,7 |
104,6 |
|
|
17 |
1290 |
0,50 |
0,65 |
645,0 |
754,1 |
7699 |
28 |
0,90 |
194 |
93,9 |
1192,9 |
23,86 |
119,29 |
862,9 |
967,3 |
1296,2 |
|
|
18 |
700 |
0,50 |
0,70 |
350,0 |
357,1 |
13858 |
28 |
0,95 |
369 |
178,4 |
896,2 |
17,92 |
89,62 |
736,5 |
625,1 |
966,1 |
|
|
19 |
1670 |
0,30 |
0,50 |
501,0 |
867,8 |
18873 |
16 |
0,95 |
287 |
138,8 |
1278,3 |
25,57 |
127,83 |
813,4 |
1134,4 |
1395,9 |
|
|
20 |
215 |
0,90 |
0,90 |
193,5 |
93,7 |
10294 |
12 |
0,60 |
74 |
35,9 |
297,3 |
5,95 |
29,73 |
273,6 |
159,3 |
316,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
210041 |
1 |
1 |
210 |
101,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
32105 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23044,1 |
16245,9 |
|
Результаты расчета Рср и Рср.кв сведены в таблицу 3
Рр=Рср.+2,5 =
Сравнивая значения расчётной мощности, полученные статистическим методом и методом коэффициента спроса, принимаем для дальнейших расчётов меньшее значение расчётной мощности полученное методом коэффициента спроса:
Рр=20950 кВт
Таблица 3
|
|
P,% |
Р,кВт |
Q,% |
Q,кВт |
S,% |
S,кВА |
|
|
0 |
75 |
15712,5 |
56 |
8244,88 |
70,0 |
17744,31 |
|
|
1 |
81 |
16969,5 |
63 |
9275,49 |
76,3 |
19339,04 |
|
|
2 |
74 |
15503 |
70 |
10306,1 |
73,4 |
18616,08 |
|
|
3 |
87 |
18226,5 |
63 |
9275,49 |
80,6 |
20450,91 |
|
|
4 |
78 |
16341 |
60 |
8833,8 |
73,2 |
18575,90 |
|
|
5 |
82 |
17179 |
63 |
9275,49 |
77,0 |
19523,13 |
|
|
6 |
86 |
18017 |
63 |
9275,49 |
79,9 |
20264,42 |
|
|
7 |
74 |
15503 |
63 |
9275,49 |
71,2 |
18065,92 |
|
|
8 |
94 |
19693 |
78 |
11483,94 |
89,9 |
22796,82 |
|
|
9 |
97 |
20321,5 |
95 |
13986,85 |
97,3 |
24669,72 |
|
|
10 |
98 |
20531 |
100 |
14723 |
99,6 |
25264,4 |
|
|
11 |
94 |
19693 |
95 |
13986,85 |
95,2 |
24154,63 |
|
|
12 |
91 |
19064,5 |
79 |
11631,17 |
88,1 |
22332,47 |
|
|
13 |
94 |
19693 |
95 |
13986,85 |
95,2 |
24154,63 |
|
|
14 |
98 |
20531 |
95 |
13986,85 |
98,0 |
24842,58 |
|
|
15 |
89 |
18645,5 |
75 |
11042,25 |
85,4 |
21669,93 |
|
|
16 |
94 |
19693 |
78 |
11483,94 |
89,9 |
22796,82 |
|
|
17 |
100 |
20950 |
80 |
11778,4 |
94,8 |
24034,00 |
|
|
18 |
97 |
20321,5 |
80 |
11778,4 |
92,6 |
23488,16 |
|
|
19 |
100 |
20950 |
80 |
11778,4 |
94,8 |
24034 |
|
|
20 |
94 |
19693 |
75 |
11042,25 |
89,0 |
22577,54 |
|
|
21 |
91 |
19064,5 |
81 |
11925,63 |
88,7 |
22487,23 |
|
|
22 |
89 |
18645,5 |
79 |
11631,17 |
86,6 |
21975,86 |
|
|
23 |
75 |
15712,5 |
56 |
8244,88 |
70,0 |
17744,31 |
|
|
ср |
89 |
18610,58 |
76 |
11177,21 |
85,7 |
21733,45 |
|
|
ср.кв. |
|
18681,668 |
|
11254 |
|
21649 |
2.2 Компенсация реактивной мощности
При реальном проектировании энергосистема задаёт экономически выгодную величину перетока реактивной мощности (Qэкон), в часы максимальных активных нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителю.
В дипломном проектировании Qэкон рассчитывается по формуле, где tgном 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;
dм - это отношение потребления активной мощности потребителем в квартале max нагрузок энергосистемы к потреблению в квартале max нагрузок потребителя, для Омской энергосистемы: dм = 0,7;
Qэкон. = Рр· tgцэ = 20950 ·0,7 = 14665 кВАр,
Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить на предприятии, рассчитываем по выражению:
14723 - 14665 = 58 кВАр;
2.3 Определение полной мощности завода
Полная мощность без учета потерь в трансформаторах ППЭ равна:
Для определения полной мощности завода необходимо знать потери в трансформаторах ППЭ (выбор трансформаторов будет приведен ниже):
=
=
Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах равна:
2.4 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 выше 1000В изображаются отдельными окружностями. Осветительная нагрузка изображается в виде сектора круга соответствующего нагрузке до 1000 В.
Радиус окружностей определяется из выражения:
ri =
где Рi - мощность i-того цеха, кВА; ri - радиус окружности, мм; m - масштаб, кВА/мм2. Угол сектора определяется выражением:
Координаты центра электрических нагрузок определяются по выражениям: ордината ЦЭН:
абсцисса ЦЭН:
Исходные данные и результаты расчётов сведены в таблицу 4
Таблица 4
|
|
Pр |
Xц |
Yц |
R |
Pо |
б |
|
|
1 |
378,1 |
96,5 |
129 |
11,0 |
32 |
30,47 |
|
|
2 |
629,6 |
110,5 |
111,5 |
14,2 |
7 |
4,00 |
|
|
3 |
518,1 |
97,5 |
115 |
12,8 |
18 |
12,51 |
|
|
|
2475 |
97,5 |
115 |
28,1 |
|
|
|
|
4 |
247,7 |
97,5 |
85 |
8,9 |
44 |
63,95 |
|
|
5 |
1069 |
82 |
66,5 |
18,5 |
29 |
9,76 |
|
|
6 |
542,7 |
105 |
47 |
13,1 |
43 |
28,52 |
|
|
|
2760 |
105 |
47 |
29,6 |
|
|
|
|
7 |
302,2 |
108 |
12 |
9,8 |
8 |
9,53 |
|
|
8 |
749,2 |
62 |
126,5 |
15,4 |
128 |
61,51 |
|
|
9 |
300,8 |
62 |
108 |
9,8 |
133 |
159,18 |
|
|
10 |
2149 |
61 |
73 |
26,2 |
51 |
8,54 |
|
|
11 |
2350 |
67,5 |
55 |
27,4 |
25 |
3,83 |
|
|
12 |
253,2 |
76,5 |
48 |
9,0 |
32 |
45,50 |
|
|
13 |
3507 |
62 |
34 |
33,4 |
418 |
42,91 |
|
|
14 |
276,4 |
78 |
10 |
9,4 |
63 |
82,05 |
|
|
15 |
1789 |
48 |
51 |
23,9 |
150 |
30,18 |
|
|
16 |
59,9 |
40 |
10,5 |
4,4 |
20 |
120,20 |
|
|
17 |
862,9 |
24,5 |
128 |
16,6 |
194 |
80,94 |
|
|
18 |
736,5 |
24,5 |
107 |
15,3 |
369 |
180,37 |
|
|
19 |
813,4 |
16,5 |
75 |
16,1 |
287 |
127,02 |
|
|
20 |
273,6 |
7,5 |
33 |
9,3 |
74 |
97,37 |
2.5 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.
2.5.1 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:
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: 35 кВ и 110 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 ЕН = 0,15 о.е./год.
Для воздушных линий 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах суммарные издержки на амортизацию и обслуживание равны [9]. Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ [9].
Сравнение производят для следующей схемы:
Рисунок 2 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:
где КЛ -- капитальные затраты на сооружение воздушных и кабельных линий; ; КЛ0 -- стоимость сооружения 1 км линий; l -- длина линии; КОБ -- капитальные затраты на приобретение оборудования (силовых трансформаторов, выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей, измерительных трансформаторов, реакторов, шин, разрядников и.т.п.).
Определяют сначала капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ.
Находят КЛ35. Для определения капиталовложений по сооружению двух цепей линии 35 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:
2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока:
Для завода крупнопанельного домостроения : Тмах = 7500, [10]. Следовательно jэк = 1 А/мм2 [9].
По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-150/24. Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию Iпар ? Iд , 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 35 кВ сечением 150 мм2 равен 450 А, следовательно Iпар = 441 А < Iд = 450 А. Сечение по данному условию подходит.
4. Проверяют сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:
Удельные сопротивления для провода АС-150/24 равны
r0 = 0,198 Ом/км и xо = 0,406 Ом/км [9].
5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.
Стоимость ВЛЭП 35 кВ с проводами марки АС-150/24 для железобетонных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [9]. Учитывая, что длина линии , получают
Стоимость сооружения аналогичной линии в современных условиях (ценах 2003г.) составляет
Находят КОБ35. Для определения капиталовложений по сооружению подстанции 35 кВ необходимо выбрать силовой трансформатор (Т1 и Т2), выключатель (Q1, Q2, Q3 и Q4) и разъединитель (QS1 - QS8).
Так как на предприятии имеются потребители I категории, то устанавливают двухтрансформаторную подстанцию.
Мощность трансформаторов определяют по суточному графику нагрузки . Для этого рассчитывают среднеквадратичную мощность
Определяют мощность одного трансформатора:
Намечаем трехфазный трансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения ТРДНС - 25000/35 [9] (Sном = 25 МВА; Uвн = 36,75 кВ; Uнн = 10,5/10,5; Pх = 25 кВт; Pк = 115 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,65%) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и производят проверку на эксплуатационную перегрузку.
Коэффициент предварительной загрузки:
Коэффициент максимума:
Коэффициент перегрузки:
По условиям выбора данный трансформатор проходит. Современная стоимость подобного трансформатора составляет
Затем определяют КВ35. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают масляный выключатель С-35М-630-10БХЛ1 [9].
().
Его стоимость равна
Определяют КР35. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-35/1000У1.
().
Его стоимость равна
Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ КОБ35, определяются по формуле:
Далее определяют капиталовложения на сооружение ВЛЭП и подстанции на напряжение 110 кВ.
Находят КЛ110. 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:
2. Сечение провода рассчитывают по экономической плотности тока.
Для завода крупнопанельного домостроения: Тмах = 7500 ч., Следовательно jэк = 1 А/мм2 [3].
Отсюда:
По полученному сечению выбирают алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС-70/11 (по условиям короны).
По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 70 мм2 равен 265 А, следовательно Iпар = 140 А < Iд = 265 А. Сечение по данному условию подходит. Проверяем сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:
По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать.
Стоимость ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС-70/11 для железобетонных двухцепных опор для III района по гололеду, к которому относится Омская область, равна [9]. длинной l = 3 км будет составлять:
Находят КОБ110. 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 же, как и в предыдущем случае, устанавливаем двухтрансформа-торную подстанцию.
Мощность трансформаторов выбрана в предыдущем случае, поэтому сразу выбираем трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла оборудованный системой регулирования напряжения для систем собственных нужд электростанций ТРДН - 25000/110 Данные трансформатора: Sном = 25 МВА; Uвн = 115 кВ; Uнн = 10,5 -10,5 кВ;
Pх = 27 кВт; Pк = 120 кВт; Uк = 10,5%; Iх = 0,7%. Стоимость трехфазного трансформатора 110 кВ мощностью SНОМ=25 МВА, равна [9].
Затем находят КВ110. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам: . Учитывая это обстоятельство, выбирают маломаслянный выключатель усиленного типа ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 [9].
().
Его стоимость равна
Определяют КР110. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току: , как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколон- ковый с заземляющими ножами РНДЗ-110(Б)/1000ХЛ1.
().
Его стоимость равна
Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 110 кВ КОБ110 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 35 кВ
,
а для линии 110 кВ
R --активное сопротивление линий, Ом. Для линии 35 кВ , для линии 110 кВ .
-- время максимальных потерь, ч/год определяется по заданному числу часов использования максимума Тмакс ). Для завода крупнопанельного домостроения, как уже отмечалось ранее, [8]. Используя указанную зависимость для любых значений находят, что .
сЭ -- стоимость 1 кВтч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВтч). Величина сЭ 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 35 кВ:
.
Стоимость потерь энергии для линии 110 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. PX и PK -- номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-25000/35: PХ = 25 кВт; PК = 115 кВт; для ТРДН-25000/110: PХ = 25 кВт; PК = 120 кВт.
cЭх и cЭк -- стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимают cЭх = cЭк = 50 коп./кВтч.
Т -- время работы трансформаторов, ч/год (при его работе круглый год Т = 8760 ч). В рассматриваемом случае, .
Sn -- фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВА.
Итак, стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДНС-25000/35 равна:
Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-25000/110 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 35 кВ:
· приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ:
· приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 35 кВ:
· приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 110 кВ:
В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 35 кВ, равны:
В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны:
Таким образом, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ и 110 кВ . То есть, для рассмотренного случая, выбираю напряжение 110 кВ.
2.5.2 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.
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.
Достоверность вышесказанного можно подтвердить рассчитав надежность рассматриваемых схем.
а) б)
Рисунок 3. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а) - без выключателей на стороне высшего напряжения; б) - с выключателями.
2.5.3 Расчет надежности
Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 3а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 3б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 3а) является высоковольтный выключатель подстанции системы.
Ремонтная перемычка QS7,QS8 (рис. 3а) и QS5,QS6 (рис. 3б) 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. 3, а,б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 4, 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)
Рисунок 4 Блок-схемы расчета надежности
Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 3а).
Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 5.
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 5 Показатели надежности элементов СЭС
|
№ элемента на расчетной схеме |
Элементы |
а, (1/год) |
Т х 10-3, (год) |
р, (1/год) |
р х 10-3, (год) |
|
|
ИП1, ИП2 |
Источники питания предприятия |
0 |
- |
- |
- |
|
|
1,3,5, 7,9,11 |
Разъединитель 110 кВ |
0,008 |
1,712 |
- |
- |
|
|
2, 8 |
Ячейка с воздушным выклю-чателем 110 кВ |
0,18 |
1,256 |
0,67 |
2,28 |
|
|
4, 10 |
Воздушная линия электропере- дачи 110 кВ на 1 км длины |
0,011 |
0,913 |
1,00 |
2,28 |
|
|
6, 12 |
Трансформатор силовой 110/6-10 |
0,01 |
20,55 |
1,00 |
2,28 |
|
|
13, 14, 15, 16 |
Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ |
0,035 |
0,26 |
0,67 |
0,91 |
|
|
17, 18, 19, 20 |
Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов |
0,012 |
0,114 |
- |
- |
|
|
- |
Комплект АВР 6,10 кВ: · вероятность отказа · вероятность развития отказа при действии АВР |
0,18 0,04 |
- - |
- - |
- - |
|
|
- |
Неавтоматическое включение резервного питания |
- |
0,038 |
- |
- |
|
|
- |
Секция шин 6,10 кВ |
0,01 |
0,228 |
- |
- |
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 :
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 :
Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:
Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:
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:
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:
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 ():
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 ():
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 ():
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():
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 ():
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 ():
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 mIII = 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. 5), равны:
,
.
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:
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 ():
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 ():
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 ():
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():
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:
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:
12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ():
13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой
():
14. Отказы любого вида ():
15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения.Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:
Результаты расчета сведены в таблицу 6.
Таблица 6. Показатели надежности для схемы с разъединителями (рис. 4а).
|
Разновидности нарушения электроснабжения |
Числовой показатель надежности |
||||
|
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции |
0,2655 |
0,048610-3 |
0,767 |
0,012910-3 |
|
|
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции |
0,2655 |
0,048610-3 |
0,767 |
0,012910-3 |
|
|
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой |
0,531 |
0,048610-3 |
0,588 |
0,025810-3 |
|
|
Отключение секции 3(5) независимо от сохранения питания 4(6) секции |
0,2825 |
0,10410-3 |
0,754 |
0,02910-3 |
|
|
Отключение секции 4(6) независимо от сохранения питания 3(5) секции |
0,2825 |
0,10410-3 |
0,754 |
0,02910-3 |
|
|
Отключение секций 3 и 4 (5 и 6) одновременно |
0,017 |
0,96510-3 |
0,983 |
0,016410-3 |
|
|
Любое нарушение ЭС |
0,548 |
0,07610-3 |
0,578 |
0,041610-3 |
Теперь определим показатели надежности для схемы с выключателями на стороне высшего напряжения (рис.4б).
Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 7. 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
|
№ элемента на расчетной схеме |
Э л е м е н т ы |
а, (1/год) |
Т х 10-3, (год) |
р, (1/год) |
р х 10-3, (год) |
|
|
ИП1, ИП2 |
Источники питания предприятия |
0 |
- |
- |
- |
|
|
1, 3, 5, 7 |
Разъединитель 110 кВ |
0,008 |
1,712 |
- |
- |
|
|
2, 6 |
Ячейка с воздушным выклю-чателем 110 кВ |
0,18 |
1,256 |
0,67 |
2,28 |
|
|
4, 8 |
Трансформатор силовой 110/6-10 |
0,01 |
20,55 |
1,00 |
2,28 |
|
|
9, 10, 11, 12 |
Ячейка масляного выключателя 6,10 кВ |
0,035 |
0,26 |
0,67 |
0,91 |
|
|
13, 14, 15, 16 |
Отходящая линия 6,10 кВ при развитии отказов |
0,012 |
0,114 |
- |
- |
|
|
- |
Комплект АВР 6,10 кВ: · вероятность отказа · вероятность развития отказа при действии АВР |
0,18 0,04 |
- - |
- - |
- - |
|
|
- |
Неавтоматическое включение резервного питания |
- |
0,038 |
- |
- |
|
|
- |
Секция шин 6,10 кВ |
0,01 |
0,228 |
- |
- |
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 :
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 :
Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:
Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:
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:
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:
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 ():
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 ():
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 ():
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для II ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():
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 ():
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 ():
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 mIII = 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 7), равны: , .
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 3 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за развития отказов со стороны присоединений:
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 ():
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 ():
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 ():
Средний параметр потока отказов и среднее время восстановления напряжения для 4 секции шин из-за отказов ИП () или развития отказов со стороны присоединений ():
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:
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:
12. Показатели, характеризующие отказы одной, но любой, секции ТП при сохранении напряжения на другой ():
13. Отказы каждой из секций независимо от работоспособности другой ():
14. Отказы любого вида ():
15. Вероятность безотказной работы и коэффициент простоя, характеризующие все вышерассмотренные случаи нарушения электроснабжения.Так при отключении секции 3 при сохранении питания 4 секции:
Результаты расчета представлены в таблице 8.
Таблица 8. Показатели надежности для схемы с выключателями (рис. 4б)
|
Разновидности нарушения электроснабжения |
Числовой показатель надежности |
||||
|
Отключение секции 3(5) при сохранении питания 4(6) секции |
0,192 |
0,464 |
0,825 |
0,0110-3 |
|
|
Отключение секции 4(6) при сохранении питания 3(5) секции |
0,192 |
0,464 |
0,825 |
0,0110-3 |
|
|
Отключение одной из секций [3 или 4 (5 или 6)] при сохранении питания другой |
Подобные документы
Определение электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Определение полной мощности завода и центра электрических нагрузок. Обоснование системы электроснабжения. Проектирование системы распределения. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [189,9 K], добавлен 26.02.2012Определение ожидаемых электрических нагрузок промышленного предприятия. Проектирование системы электроснабжения группы цехов сталелитейного завода. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях. Расчёт максимальной токовой защиты трансформаторов.
дипломная работа [796,8 K], добавлен 06.06.2013Характеристика предприятия и источников электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок цеха; числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Компенсация реактивной мощности. Выбор схемы внешнего и внутреннего электроснабжения.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 25.06.2012Определение расчетных электрических нагрузок по цехам предприятия, рационального напряжения системы электроснабжения. Расчет картограммы нагрузок и определение центра электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП.
курсовая работа [141,8 K], добавлен 10.04.2012Разработка системы электроснабжения агропромышленного предприятия. Расчет электрических нагрузок, их центра. Определение числа и мощности трансформаторов. Проектирование распределительной сети предприятия. Проблемы компенсации реактивной мощности.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 16.01.2016Проектирование внутреннего электроснабжения завода и низковольтного электроснабжения цеха. Расчет центра электрических нагрузок. Выбор номинального напряжения, сечения линий, коммутационно-защитной аппаратуры электрических сетей для механического цеха.
дипломная работа [998,0 K], добавлен 02.09.2009Проектирование системы внешнего электроснабжения. Определение центра электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет потерь в кабельных линиях. Компенсация реактивной мощности. Расчет токов короткого замыкания.
курсовая работа [273,0 K], добавлен 18.02.2013Определение расчетных электрических нагрузок по цехам промышленного предприятия. Расчет и технико-экономический анализ системы внешнего и внутреннего электроснабжения завода. Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей.
дипломная работа [941,7 K], добавлен 22.12.2012Технологический процесс завода по производству сельскохозяйственной техники. Выбор схемы электроснабжения. Расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности, выбор трансформаторов, определение потерь. Картограмма электрических нагрузок.
курсовая работа [527,2 K], добавлен 18.03.2012Расчет электрических нагрузок предприятия. Определение центра электрических нагрузок. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения. Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения.
курсовая работа [255,8 K], добавлен 12.11.2013
