Электроснабжение текстильного комбината

 (6.3.77)

 (6.3.78)

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:

 (6.3.79)

 (6.3.80)

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:

 (6.3.81)

 (6.3.82)

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

 (6.3.83)

 (6.3.84)

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

 (6.3.85)

 (6.3.86)

 (6.3.87)

 (6.3.88)

14. Отказы любого вида ():

 (6.3.89)

 (6.3.90)

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

 (6.3.91)

 (6.3.92)

Результаты расчета представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Показатели надежности для схемы с выключателями (рис. 5б)

Таким образом, видно, что вероятность безотказной работы  для схемы с выключателями (рис. 5,б) больше, а коэффициент простоя  меньше, чем для схемы с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис. 5,а) для всех вышерассмотренных случаев нарушения электроснабжения.

Итак, рассчитав параметры надежности рассматриваемых схем, можно определить среднегодовой ожидаемый ущерб от перерывов электроснабжения, входящий в формулу годовых приведенных затрат.

6.4 Среднегодовой ожидаемый ущерб

Как уже отмечалось, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ (руб./год) от нарушения электроснабжения технологических установок определяется с использованием полученных в результате расчета надежности СЭС средних значений параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов.

Для схемы (рис. 5,а) берут следующие значения среднего параметра потока отказов и времени восстановления электроснабжения для полных и частичных отказов рассматриваемой подстанции соответственно:  из табл. 7. Для данных значений  и по графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 7), находят

Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 5,а) по формуле, равен:

Аналогично, для схемы (рис. 5,б):

Из табл. 9. По графику зависимости полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения (рис. 7):

Следовательно, среднегодовой ожидаемый ущерб для схемы (рис. 5,б) по формуле, равен:

Таким образом, среднегодовой ожидаемый ущерб УСГ от нарушения электроснабжения технологических установок для схемы (рис. 5,б) меньше, чем для схемы (рис. 5,а).

Рис. 7. Зависимость полного ущерба от среднего времени восстановления электроснабжения

6.5 Технико-экономический расчет

Используют ту же методику, что и при определении рационального напряжения питания. Находят приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения (рис 5, а,б).

При определении приведенных затрат на сооружение распределительных устройств высшего напряжения для каждого варианта схем суммирование производится по элементам схем (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. В данном случае, не учитывают следующие составляющие: высоковольтные выключатели и разъединители подстанции системы; ВЛЭП, по которой осуществляется питание завода; силовые трансформаторы подстанции. Следовательно, капитальные затраты для схемы (рис 5,а) будет составлять стоимость разъединителей QS5, QS6, а для схемы (рис. 5,б) - стоимость разъединителей QS1 – QS4 и стоимость высоковольтных выключателей Q1 и Q2.

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

Cуммарные издержки на амортизацию и обслуживание силового электротехнического оборудования и распределительных устройств 35-150 кВ  [8].

Современная стоимость высоковольтного оборудования была уже определена при выборе рационального напряжения питания. Она составила для высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-110Б-40/2000У1 , а для высоковольтного разъединителя

РНД(З)-110(Б)(У)/1000У1(ХЛ)

Стоимость потерь энергии сЭ в данном случае не учитывают, так как она одинакова для обоих вариантов.

Отсюда, учитывая найденные ранее значения среднегодового ожидаемого ущерба, рассчитывают приведенные затраты для каждого варианта схем распределительных устройств высшего напряжения по формуле:

Таким образом, с точки зрения ТЭР схема с выключателями на высокой стороне подстанции (рис.5,б) является более выгодной, чем схема с разъединителями на высокой стороне подстанции (рис.5,а), так как приведенные затраты для схемы (рис. 5,б) на  меньше, чем для схемы (рис. 5,а).

Заключение

В результате проведения технико-экономического сравнения вариантов схем с учетом надежности электроснабжения потребителей выбирается схема с выключателями на высокой стороне (рис.5,б).

6.6 Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения с учетом надежности

Учитывая выбор силового трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой мощностью 40 МВА с вторичным напряжением 6-10 кВ, выбирают схему РУ НН, изображенную на рис.8. Преимущество схемы состоит в том, что она позволяет значительно уменьшить отрицательное влияние нагрузок одной ветви на качество напряжения питания нагрузок другой ветви.

Рисунок 8 – Схема РУ НН

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 tgjб -базовый коэффициент реактивной мощности принимаемый для сетей 6-10 кВ присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжения 110 кВ, tgjб= =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· tgfэ = 36279,91·0,625=22675,94кВар,

Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить на предприятии, рассчитываем по выражению:

 34092,74- 22675,94 = 11417,8 кВар; (18)

При наличии компенсирующих устройств полная мощность предприятия будет равна:

42783, кВА . (19)

7. Выбор системы питания

Системы электроснабжения промышленного предприятия условно разделена на две подсистемы – систему питания и систему распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередачи (ЛЭП) и пункт приема электроэнергии (ППЭ), состоящий из устройства высшего напряжения (УВН), силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения (РУНН).

ППЭ называется электроустановка, служащая для приема электроэнергии от источника питания (ИП) и распределяющая её между электроприемниками предприятия непосредственно или с помощью других электроустановок.

Предприятие потребляет значительную мощность, а ИП удален, то прием электроэнергии производится либо на узловых распределительных подстанциях (УРП), либо на главных понизительных подстанциях (ГПП), либо на подстанциях глубокого ввода (ПГВ).

Так как у ПГВ первичное напряжение 35-220 кВ и выполняется по упрощенным схемам коммуникации на первичном напряжении, то в качестве ППЭ выбираем унифицированную комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ – 110/6 – 104.

7.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

Схемы электрических соединений подстанций и распределительных устройств должны выбираться из общей схемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:

-                        Обеспечивать надежность электроснабжения потребителей;

-                        Учитывать перспективу развития;

-                        Допускать возможность поэтапного расширения;

-                        Учитывать широкое применение элементов автоматизации и требования противоаварийной автоматики;

-                        Обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

На всех ступенях системы электроснабжения следует широко применять простейшие схемы электрических соединений с минимальным количеством аппаратуры на стороне высшего напряжения, так называемые блочные схемы подстанций без сборных шин.

При выполнении блочных схем подстанции напряжением 35 – 220 кВ следует применить:

1.  Схемы "отделитель-короткозамыкатель" при питании предприятия по магистральной линии и "разъединитель-короткозамыкатель" при питании по радиальной линии. В данной схеме отключающий импульс от релейной защиты подается на короткозамыкатель, который создает искусственное короткое замыкание, что приводит к отключению головного выключателя линии. При питании по магистральной линии отделитель во время бестоковой паузы срабатывает, отделяя УВН от линии, и через выдержку времени устройство АПВ на головном выключателе подает на него включающий импульс и линия вновь включается, обеспечивая электроснабжение оставшихся потребителей. При радиальной схеме устройство АПВ на головном выключателе не устанавливается, следовательно, отдельной схемы, при малых расстояниях от подстанции до короткозамыкателя (до 5 км), не рекомендуется из-за возникновения километрического эффекта.

2.  Схемы глухого присоединения линии к трансформатору через разъединитель является более дешевой по сравнению с предыдущей, при малых расстояниях. Отключающий импульс в данной схеме подается по контрольному кабелю на головной выключатель.

3.  Схемы с выключением на стороне высокого напряжения.

Выбор вида УВН осуществляется на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Наиболее экономичный вариант электроустановки требует наименьшего значения полных при приведенных затрат, которые определяются по выражению:

где ЕН = 0,12 нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, руб.

К – капиталовложения в электроустановку, руб.

И – годовые издержки производства, руб/год.

На основании вышеизложенного наметим два варианта и по результатам ТЭР выберем вариант с наименьшими затратами.

Вариант 1 Схема "разъединитель-короткозамыкатель" рис.6.

Вариант 2 Схема "Выключатель" рис. 7.

Вариант 1.

Капиталовложения

Разъединитель РНД3-1б-110/1000

Краз = 4,6 тыс. руб. согласно [7]

Короткозамыкатель КЗ-110У-У1(Т1)

ККЗ = 10,6 тыс. руб. согласно [7].

Стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жилами сечением 10х2,5 мм2, ККК = 11,3 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения:

тыс. руб.

Вариант 2.

Капиталовложения ВВЭ-110Б-16/1000 УХЛ1

КВ = 90 тыс. руб. согласно [7]

Разъединитель РНД3-1б-110/1000

Краз = 4,6 тыс. руб. согласно [7]

Суммарные капиталовложения:

 тыс. руб.

2. Издержки на амортизацию и обслуживание.

где Ра – амортизационное отчисление, руб. Р0 – затраты на электроэнергию, руб. РР – расходы на эксплуатацию, руб.

Вариант 1

 тыс. руб.

Вариант 2

 тыс. руб.

3. Полные приведенные затраты

Вариант 1.

 тыс. руб.

Вариант 2

 тыс. руб.

Окончательно выбираем наиболее экономичную схему УВН ППЭ, т.е. схему "Выключатель" вариант 2.

7.2 Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов ППЭ производится по ГОСТ 14209-85, т.е. по расчетному максимуму нагрузки SР, по заводу намечаются два стандартных трансформатора, намечаемые трансформаторы проверяются на эксплуатационную перегрузку.

По суточному графику определяем среднеквадратичную мощность

  кВА

Намечаемая мощность трансформатора

В соответствии с тем, что SСК = 37948,94 кВА предварительно намечаем трансформатор марки ТРДН – 40000 кВА.

Так как SСР.КВ = 37948,94 кВА < 2×SН.Т = 80000 кВА, то проверки на эксплуатационную перегрузку не требуется.

По полной мощности подстанции приблизительно выбираем трансформатор ТРДН-40000/110.

Определяется коэффициент первоначальной загрузки.

Проверяется трансформатор на аварийную перегрузку, т.е. когда один трансформатор на ППЭ выведен из строя.

Определяем коэффициент загрузки в ПАР

Сравним значение  и КМ. Так как , то принимается

По табл. 2 [4] находим К2 доп

Для n = 12 и К = 0,943; К2 доп = 1,5

К2 =0,8 < К2 доп = 1,5, следовательно трансформаторы ТДН-25000/110 удовлетворяют условиям выбора.

Для ТДН-40000/110:

DРР = 170 кВт; DРХХ = 34 кВт; IХХ% = 0,55%; UКЗ% = 10,5%

7.3 Выбор ВЛЭП

Питание завода осуществляется по двухцепной воздушной линии так как завод состоит из потребителей электроэнергии 2 и 3 категории. При этом выбирается марка проводов и площадь их сечения. При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах.

Для трансформатора ТРДН-40000/110

DРР = 170 кВт; DРХХ = 34 кВт; IХХ% = 0,55%; UКЗ% = 10,5%

Потери в трансформаторе:

;

 кВт;

 кВар.

Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах

кВА.

Принимаются к установке провода марки АС.

Расчетный ток в ПАР

  А

Расчетный ток в нормальном режиме.

  А

Предварительно принимаем провод сечением FР = 120 мм2 с Iдоп = 390 А табл.1.3.29 [5].

Проверяется выбранное сечение провода по экономической плотности тока:

где IР – расчетный ток в нормальном режиме.

jЭК – экономическая плотность тока. jЭК = 1 А/мм2 по табл. 1.3.36 [5] для Тmax > 5000 ч.

 мм2

Выбираем FР = 120 мм2 с Iдоп = 390 А по табл. 1.3.29 [5].

По условиям короны минимальное сечение провода на напряжение 110 кВ составляет 120 мм2, данное условие выполняется.

Проверка по потерям напряжения:

Потери напряжения в линии.

,

где ,  кВт

,  кВар

Сопротивление линии:

 Ом

 Ом

По потерям напряжения данное сечение также удовлетворяет условиям проверки. Выбранные провода ЛЭП-110 сечением 120 мм2 и Iдоп = 390 А удовлетворяет всем условиям проверки. Окончательно принимаем провода марки АС-120/19 с Iдоп = 390 А. Опоры железобетонные двухцепные.

8. Выбор системы распределения

В системе распределения завода входят распределительные устройства низшего напряжения ППЭ, комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередач (кабели, токопроводы), связывающие их с ППЭ.

Выбор системы распределения включает в себя решение следующих вопросов:

1.       Выбор рационального напряжения системы распределения.

2.       Выбор типа и числа КТП, РП и мест их расположения.

3.       Выбор схемы РУ НН ППЭ.

4.       Выбор сечения кабельных линий и способ канализации электроэнергии.

8.1 Выбор рационального напряжения распределения

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11