Реконструкция системы электроснабжения и электрооборудования на завода ООО «Альтехмаш»

 

 

 

3.2 Оптимизация выбора  мощности цеховых трансформаторов 

Поскольку для каждого предприятия энергосистема устанавливает величину реактивной мощности, которую она передаёт по своим сетям этому предприятию в часы максимума нагрузки энергосистемы и в часы минимума нагрузки энергосистемы, то недостающая реактивная мощность должна быть скомпенсирована на месте. Проблема компенсации реактивной мощности важна ещё потому, что это позволяет значительно уменьшить потери электроэнергии. Наибольший эффект снижения потерь электроэнергии в сети имеет место при полной компенсации реактивных нагрузок. Задача сводится к выбору для каждого РП батарей конденсаторов, мощность которых по возможности равна реактивной нагрузке этого пункта.

В зависимости от места установки КУ на стороне 6-10 кВ или на напряжении до 1000 В затраты различны.

Случай установки БК со стороны 6-10 кВ может привести к увеличению установленной мощности трансформаторов, но с другой стороны источники РМ, устанавливаемые там экономичнее БК на напряжении до 1000 В.

Поэтому при определении экономически выгодного варианта приходится рассчитывать приведённые затраты. Определим активное сопротивление АД по каталожным данным [7]:

 

РН=630 кВт; UН=10 кВ; n=1500 об/мин;

 ŋ=94.8%; cos (φ) =0.9; SН=0.8%;

МП/МН=1.3; IП/IН=6.5.

RАД= ( (РН+ΔРМЕХ) ·мК) / (4· (1-SН) ·1002·6.52), (3.3).

Механические потери примем 1% от РН.

RАД=2.45 Ом.

Чтобы определить оптимальную мощность БК необходимо произвести последовательный расчет схемы замещения исходной распределительной сети начиная с конца токопровода, в соответствии с формулой:

RЭ=1/Σ (1/Ri), (3.4).

Т. к. каждый раз последовательно складывается только два сопротивления, то удобнее пользоваться формулой сложения двух параллельно соединённых сопротивлений, вытекающей из (3.4):RЭ 12=R1·R2/ (R1+R2), (3.5).

Когда эквивалентирование всей сети будет завершено, распределение Q по участкам токопровода и ответвлениям рассчитывается по (3.6).

Qi=Q·RЭ/Ri, (3.6).

Где Q-суммарная мощность, подлежащая распределению;

Ri-сопротивление I-й радиальной линии;

RЭ-эквивалентное сопротивление всех радиальных линий.

Рис. 1 Схема замещения распределительной сети.

В результате эквивалентирования получено RЭ ГПП=0.025 Ом.

 

 

 

 

 

 

4. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗАВОДА И ТРАНСФОРМАТОРОВ

 

4.1 Выбор числа и мощности  трансформаторов 

Поскольку на рассматриваемом предприятии преобладают потребители I и II категорий по бесперебойности электроснабжения, поэтому, в соответствии с ПУЭ, для внешнего электроснабжения предусматриваю две линии.

Питающие линии выполнены воздушными, т.к расстояние от завода до ИП значительно и составляет 25 км. При сооружении ГПП предусматриваются два трансформатора связи с энергосистемой.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производим по расчётной мощности завода с учётом загрузки их в нормальном и аварийном режимах с учётом допустимой перегрузки в последнем режиме. Мощность трансформаторов должна быть такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринимал бы на себя всю НГ подстанции с учётом аварийной перегрузки.

Мощность трансформатора находим по формуле:

 

SТР=SР/1.4, (4.1).

 

Где 1.4-предельный коэффициент загрузки трансформатора.

 

РР=32191.31 кВт.

QР=32191.31·0.33=10623.13 квар.

SР=33898.84 кВА.

SТР=24213.5 кВА.

 

Принимаю к установке два трансформатора ТДН-110/10 мощностью по 25 МВА [5].

Загрузка трансформаторов в нормальном режиме:

 

КЗ=SР/2·SН. ТР. (4.2).

КЗ=0.678;

 

В послеаварийном режиме:

 

КЗ АВ=SР/SН ТР (4.3).

КЗ АВ=1.36.

 

Принимаем к установке 2xТДН-25, считая возможным в аварийном режиме отключение потребителей третьей категории и частично потребителей второй категории.

 

4.2 Выбор схемы электрических  соединений ГПП

На ГПП трансформируется энергия, получаемая от ИП, с U=110 кВ на U=10 кВ, на котором происходит распределение электроэнергии по подстанциям и питания ЭП на этом напряжении.

В соответствии с [5] на двух трансформаторных подстанциях U=35-220 кВ применяю схему “Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий", поскольку блочные схемы позволяют наиболее рационально и экономично решить схему ЭСПП. На подстанциях 35-220 кВ блочные схемы применяются для питания как непосредственно от районных сетей, так и от узловых подстанций промышленного предприятия. Схема приведена на рис.2

Схема ГПП удовлетворяет следующим условиям:

Обеспечивает надёжность электроснабжения потребителей и переток активной мощности по магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

Учитывает перспективы развития;

Допускает возможность поэтапного расширения;

Учитывает широкое использование элементов автоматики и ПРА.

 

Рис.2 Схема "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий".

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ  ВЫБОРА НАПРЯЖЕНИЯ 

 

Выбор рационального напряжения питания имеет большое значение, т.к величина напряжения влияет на параметры ЛЭП и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а следовательно на размер капитальных вложений, расход цветного металла, на величину потерь электроэнергии и эксплуатационных расходов.

Для питания крупных и особо крупных промышленных предприятий рекомендуется использовать напряжения 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать на средних предприятиях при отсутствии значительного числа электродвигателей на напряжение больше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупном предприятии, где основное напряжение питания 110-220 кВ.

Для внутреннего распределения энергии в настоящее время, как правило, используют напряжение 10 кВ.

Выбор напряжения питания основывается на технико-экономическом сравнении вариантов.

Рассмотрим два варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, приведённых затрат. [6].

Для определения технико-экономических показателей намечаем схему внешнего электроснабжения данного варианта. Аппаратура и оборудование намечаем ориентировочно, исходя из подсчитанной электрической нагрузки промышленного предприятия. Затем определяется стоимость оборудования и другие расходы.

Намечаем два варианта внешнего электроснабжения - 35 и 110 кВ.

В соответствии с намеченным вариантом при заданном напряжении определяем суммарные затраты и эксплуатационные расходы.

Капитальные затраты установленного оборудования линии:

ОРУ 110 кВ с двумя системами шин на ЖБ конструкциях.

 

К0=2·14.95=29.9 т. руб. [3].

 

Линия принимается двухцепной, воздушной с алюминиевыми проводами и ЖБ опорами. Экономическое сечение определяю по экономической плотности тока:

 

IР=SР/√3·U·2, (4.4).

IР=85.19 А.

FЭК=IР/jЭК, (4.5).

FЭК=77.45 мм2.

ТMAX<5000 ч. [2], следовательно j=1.1

 

Для сталеалюминиевых проводов минимальным сечением по механической прочности является сечение 25 мм2, но по условию коронирования при напряжении 110 кВ следует принять сечение 70 мм2.

Принимаем сечение F=95 мм2, АС-95, r0=0.314 Ом/км, x=42.9 Ом/км.

Стоимость 1 км двухцепной линии указанного сечения на ЖБ опорах 12.535 т. руб. [3]. Тогда при двух линиях и L=25 км соответственно:

 

КЛ=2·25·12.535=626.75 т. руб.

 

В соответствии с нагрузкой завода устанавливается два трансформатора

ТДН-110/10 с мощностью 25 МВА. Паспортные данные трансформатора следующие:

 

UК=10.5%; ΔРХХ=29 кВт; ΔРКЗ=120 кВт; КТ=58.3 т. руб. [7].

КТ=2·58.3=116.6 т. руб.

К∑=29.9+626.75+116.6=773.25 т. руб.

 

Эксплуатационные расходы.

Потери в линиях

 

ΔРЛ= ( (SР/2) 2/U2Н) /R·L, (4.6).

ΔРЛ=1191.44 кВт.

 

Потери в двух линиях:

 

2·ΔРЛ=2382.88 кВт.

 

Потери в трансформаторе:

Приведённые потери активной мощности при КЗ:

 

ΔР1 КЗ=ΔРКЗ+КЭК·QКЗ, (4.7).

Где КЭК=0.06 кВт/квар.

ΔР1 КЗ=120+0.06·0.105·25000=277.5 кВт.

 

Приведённые потери активной мощности при ХХ:

 

ΔР1 ХХ= ΔРХХ+КЭК·QХХ, (4.8).

ΔР1 ХХ=29=0.06·0.0075·25000=40.25 кВт.

 

Полные потери в трансформаторах:

 

ΔРТ=2· (40.25+277.5·0.6782) =350.89 кВт.

 

Полные потери в линии и трансформаторах:

 

ΔРΣ=ΔРЛ+ΔРТ, (4.9), ΔРΣ=2382.88+350.89=2733.77 кВт.

 

Стоимость потерь:

 

СП=С0·ΔРΣ·ТMAX, (4.10).

Где С0=0.8 (коп/кВт·ч) - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии.

СП=0.8·2733.77·5000=10.94 т. руб.

 

Средняя стоимость амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления по линиям принимаются 6% от стоимости линий, по подстанциям-10%. [7].

 

СА Л=37.605 т. руб.

СА ПС=14.65 т. руб.

СΣ Л, ПС=52.255 т. руб.

 

Суммарные годовые эксплуатационные расходы.

 

СΣ=СП+ СΣ Л, ПС=10.94+52.255=63.195 т. руб.

 

Суммарные затраты:

 

З=СΣ+0.125·КΣ=63.195+0.125·773.25=159.85 т. руб.,

 

Где 0.125 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений ед/год.

Потери электроэнергии:

 

ΔW=ΔРΣ·ТГОД, (4.11).

ΔW=2733.77·5000=13668.85 МВт·ч.

 

Расход цветного металла:

 

G=2·L·g, (4.12).

Где g=261 кг/км, [7], - вес 1 км провода.

G=2·25·261=13.05 т.

 

Расчёт варианта на 35 кВ ведётся аналогично. Расчётные данные сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 Затраты по вариантам.

Вариант кВ.	К, т. руб.	С, т. руб.	З, т. руб.	G, т.	ΔW, т. кВт*ч.
110	773.25	63.195	159.85	13.05	13668.85
35	997.72	77.02	201.735	41.5	15427.67

 

 

Так как ΔW110 < ΔW35, отдаём предпочтение варианту с напряжением 110 кВ.

 

 

 

 

 

 

 

6. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГПП

 

В настоящее время широко применяются комплектные трансформаторные подстанции. Их применение позволяет:

получить большой экономический эффект;

повысить надёжность работы энергоустановок;

сократить сроки монтажа;

повысить индустриализацию строительства подстанции;

сократить территорию, занимаемую подстанцией;

уменьшить общую стоимость сооружения подстанции.

В проекте ГПП выполняется в виде КТП блочного типа КТПБ (М) - 110/10.

Применение комплектного распределительного устройства наружной установки и шкафов для размещения аппаратуры защиты автоматики и сигнализации исключает необходимость строительства зданий, что резко сокращает объём строительных работ. КТП - 110 рассчитано на работу в условиях от - 400С до +400С.

 

6.1. Выбор аппаратуры  на напряжение 110 кВ

Выбор короткозамыкателей.

Условия выбора, расчётные и номинальные данные выбранного короткозамыкателя приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1.Выбор короткозамыкателей.

Условия выбора	Номинальные данные	Расчётные данные
UН >UС  iДИН> iУД IТ2tТ ³ I¥ tg	110 кВ  34 кА  12,52*3 кА2с	110 кВ  6,93 кА  4,92*0,75 кА2с

 

 

КЗ - 110 М с приводом ШПКМ.

Для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования устанавливают вентильные разрядники РВМГ - 110 М (UНОБ = 195 кВ).

Выбор разъединителей.

Выбор сведён в таблицу 6.2.

Таблица 6.2. Выбор разъединителей.

Условия выбора	Номинальные данные	Расчётные данные
UН >UН СЕТИ  IН >IР МАХ iДИН ³iУД IТ2tТ ³ Вк	110 кВ 3200 А 128 кА 502*3 кА2с	110 кВ     3073 А   6,93 кА   4,8 кА2с

 

 

 

где t - длительность замыкания (t ³ 0,2 с).

 

Та =

 

Выбран РНДЗ - 1-110/3200 У1 с приводом ПДН-1, ПРН - 220.

 

6.2. Выбор аппаратуры  на 10 кВ

На стороне 10 кВ трансформаторов ГПП устанавливаются камеры КРУ серии К-33 [7. т.8-11].

1. Для защиты изоляции электрооборудования  от перенапряжения устанавливают  ограничители перенапряжений в  фарфоровых покрышках на основе  оксидно-цинковых варисторов без  искровых промежутков типа ОПН-10.

6.3. Выбор секционного выключателя.

 

Таблица 6.3. Данные секционного выключателя.

Тип выключателей	UНОМ, кВ	IНОМ, А	IН ОТКЛ, кА	IПР СКВ, кА	iПР СКВ, кА	IТЕР УСТ, КА
BB/TEL-10-31,5/2000 У2	10	2000	31,5	-	80	31,5

 

 

Проверка выключателя:

 

1) UН АП > UНОМ СЕТИ

10 кВ > 10 кВ

 

2) по номинальному току:

 

IНОМ ³ IРАБ МАХ

IРАБ МАХ =

 

SРЭ - мощность получаемая от энергосистемы, IРАБ МАХ = 1500 А;

 

1500 А < 2000 А;

 

3) по отключающей способности:

 

а) IП t £ IОТКЛ НОМ

17,62 < 31,5.

б)

 

4) на электродинамическую устойчивость:

 

а) I // £ IПР СКВ

17,62 < 80;

б) iУД < iПРСКВ

29,35< 80.