Проектирование системы электроснабжения автомобильного завода

Координаты  центра электрических нагрузок завода в целом, определённые на основе данных таблицы 5 с помощью выражения (4.3):

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5. Картограмма  электрических нагрузок 

 

 

 

                                                       5.  ВЫБОР СИCТЕМЫ ПИТАНИЯ

В систему  питания входят питающие линии электропередачи  и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110кВ. В качестве ППЭ используем унифицированную комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104.

5.7. Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

Вследствие  малого расстояния от подстанции энергосистемы  до завода (3 км) рассматриваем следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН):

1.   блок  «линия—трансформатор»;

2.   выключатель.

В первом варианте УВН состоит только из разъединителя  наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подаётся на выключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю.

Во втором варианте УВН состоит из выключателя  наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора подаётся на выключатель, который и отключает повреждённый трансформатор.

Выбор вида УВН  осуществляется на основании технико-экономического расчёта (ТЭР). Критерием оптимальности решения являются меньшие расчётные затраты, определяемые по выражению

З_i=Ен·К_i+И_i+У_i, (5.1.1) 
где      Ен=0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, р/год;

К — капитальные вложения, руб.;

И — годовые  издержки производства (годовые эксплуатационные расходы), руб./год;

У — ущерб, руб./год.

 Первый вариант.

 Капиталовложения:

разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1   К_раз=4600 руб. согласно [8];

стоимость монтажа  и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жилами сечением 10x2,5 мм² K_кк=11300 руб.

Суммарные капиталовложения: К₁= К_раз+К_кк= 4600+4,8·11300=58840руб.

 Амортизационные отчисления согласно [8]:

        ;

 

где      а — норма амортизационных отчислений, %.

Для силового электротехнического  оборудования и распределительных  устройств до 150 кВ согласно [8] а=9,4%.

Ущерб определяем в следующей последовательности.

1.   Учтём  параметр потока отказов ввода  для данного варианта:

                  λ_а=λ_ВС+λ_ЛЭП+λ_РАЗ+λ_КК+λ_ТР;

λ_а=λ_ВС+λ_ЛЭП+λ_РАЗ+λ_КК+λ_ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год

где     λвс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в соответствии с [3], 1/год;

           λлэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии напряжением 110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;

λраз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с [3], 1/год;

λкк=0,234 — параметр потока отказов контрольного кабеля в траншее длиной 4,8 км в соответствии с [3], 1/год;

λтр=0,01 — параметр потока отказов трансформатора ГПП напряжением 110 кВ в соответствии с [3], 1/год.

 

 

2. Среднее время восстановления после отказа одной линии:

                ,      (5.1.4)

где     λ_i — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения, 1/год;

Т_вi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.

Согласно  данным [3] Т_в._вс=2,3·10 ^-3 лет, T_B,ЛЭП=0,027·10^-3 лет, Т_В,РАЗ=1,7·10^-3 лет, Т_в._кк=30·10^-3 лет, Т_ВТР=45·10'³лет, тогда:

лет.

3. Коэффициент планового простоя одной линии:

                            К_П=1,2·К_Пi.max,                                (5.1.5) 
где       К_Пi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е., 
                    К_п=1,2·7,7·10^-3=9,24·10-³ о.е.

4.   Коэффициент  аварийного простоя одной линии:

К_а=λ_а·Т_в (5.1.6) 
Ка=0,345·22,094·10-³=7,622·10^-3   о.е.

5.   Коэффициент  аварийного простоя, когда первая  линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:

                         К_2а,1п=0,5·λ_2а·(К_1п)², при К_1п≤Т_2в;              (5.1.7)

                             К_2а,1п=К_2а·(К_1п-0,5·Т_1в), при К_1п≥Т_2в;        (5.1.8)

                                 К_2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10^-3)² =1,473·10^-5  о.е.          

6.   Коэффициент  аварийного простоя двух линий:

К_а⁽²⁾ = К_а² + 2·К_{а, п,} (5.1.9) 
К_а⁽²⁾ =(7,622·10^-3 )² +2·1,473·10 ^-5=8,756·10 ^-5 о.е.

7.   Среднегодовое  время перерыва электроснабжения:

Т_а=К_а⁽²⁾ · 8760 (5.1.10) 
Т_а=8,756·10 ^–5·8760=0,767 ч/год.

8.   Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=У'·Δw', (5.1.11)

где      У'=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч;                                                Δw',— среднегодовая аварийно недоопущенная электроэнергия, кВт-ч/год;

 

                                                                                         (5.1.12)  

                         кВт·ч/год

                     У=7·5955=41685 руб./год.

Общие затраты:

3₁=0,12·58840+5530+41685=54275,8 руб./год.

Второй  вариант.

Капиталовложения:

выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 К_в=90000 руб. согласно [8];

разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].

Суммарные капиталовложения: К₂=К_в+2·К_р=90000+2·4600=99200 руб.

Амортизационные затраты: И₂= руб.

Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул (5.1.1)-(5.1.12).

λ_a=λ_вс+λ_лэп+2·λ_раз+λ_в+λ_тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;

Т_в= лет;

K_n=l,2·7,7·10 ^-3=9,24·10 ^-3 o.e.;

К_а=0,179·4,15·10^-3 =7,43·10^-4 о.е.;

так как K_{1 n} > Т_2В, то

К_2а,1п= K _2а·(K_1n - 0,5·Т_1в)=7,43·10 ^–4·(9,24·10 ^-3 - 0,5·4,15·10 ^-3)=5,323·10 ^-6 о.е.;

К_а⁽²⁾=(7,43·10^-4)²+2·5,323·10^-6=1,12·10^-5 о,е.

Т_а=1,12-10^-5 ·8760=0,098 ч/год;

кВт·ч/год;

У=7·761=5326 руб./год. Общие затраты:

3₂=0,12-99200+9324,8+5326=26554,8 руб./год.             Результаты ТЭР сведены в таблицу 6.

Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания

Вариант	К;, руб.	Иi, руб./год	Уi,руб/год руб./ГОД	3i, руб./год
Первый	58840	5530	41685	54275,8
Второй	99200	9324,8	5326	26554,8

Выбираем  УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Блок «линия-трансформатор»                                            Выключатель

Рисунок 6. Варианты УВН

 

5.2. Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов  ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85. Поскольку на проектируемом предприятии  есть потребители I и П категории, то на ГПП устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы.

Так как среднеквадратичная мощность Р_ср._кв=11053 кВт (согласно пункту 2.2.), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000/110.

На эксплуатационную перегрузку трансформатор проверять  не будем, так как S_ср.кв<2·S_тр. Проверим их на послеаварийную перегрузку:

коэффициент максимума:   К_max=

средневзвешенный cos φ: cosφ_ср.вз= -

коэффициент послеаварийной перегрузки:    (5.2.1)

 

где      P_.j — мощность, превышающая мощность Р_тр,кВт;

            Δtj — время перегрузки, ч.

     =1,36

                                     Рисунок 7. Выбор трансформаторов  ППЭ

Так как К'₂=1,36>0,9·К_тах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки К₂=К'₂=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8]  К_2доп=1,4.

К_2доп=1,4 > К₂=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-2\10000 удовлетворяют условиям выбора.

5.3. Выбор ВЛЭП

Так как в  исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной НЭП. При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.

В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.

 

     Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена).

Кроме указанных  условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.

В тех случаях, если сечение проводника, выбранное  по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.

Для воздушных  ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:

                          А                            (5.3.1)

 

Принимаем провод сечением F=10 мм² с допустимым током I_доп=84 А.

 Экономическое сечение провода:

                                                                                                (5.3.2)

где      Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;

j_Э — экономическая плотность тока, А/мм².

Экономическая плотность тока j_Э для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Т_max=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.

Принимаем провод сечением 70 мм² с допустимым током I_ДОП=265А

Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:

 (5.3.3)

где      d — расчётный диаметр витого провода, см;

D_ср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. Если U_кр > U_H, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.

Для принятого  ранее сечения 70 мм² согласно [7] d=11,4 мм=1,14 см; Dcp=5 м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:

U_кр= 127 кВ > U_H=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечением F_p=70 мм².

«23

Проверку  выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий.

Необходимость проверки на электродинамическую стойкость  определяется после расчёта токов короткого замыкания.

Согласно  ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница отклонений напряжения V_{н 110}=-5% от номинального, верхняя граница V_{в 110} =+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d ₁₁₀=V_{B 110}  - V_{H 110}=12%-(-5%)=17%. Проверим потерю напряжения в ЛЭП

                                            (5.3.4)

где      Р, Q — расчётные нагрузки на провода, "МВт, Мвар;

г, х — активное и индуктивное сопротивления  проводов на 1 км длины, Ом/км;

1 — длина  проводов, км;