Файл: Дипломного проекта Электроснабжение и электропривод насосной станции.doc

Расчётное значение нагрузки по методу математической статистики получилось больше, чем по методу коэффициента спроса поэтому в дальнейших расчетах будем использовать значение расчетной нагрузки, определенное по методу коэффициента спроса.
3 Выбор системы питания
3.1 Выбор типа пункта приема электроэнергии
Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена на две подсистемы: питания, распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередач (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 (или преобразующая и распределяющая) ее между электроприемниками предприятия непосредственно или с помощью других электроустановок. Число и тип ППЭ зависят от мощности потребляемой предприятием и от характера размещения электрических нагрузок на его территории.

При близости ИП к потребителям электроэнергии с суммарной потребляемой мощностью в пределах пропускной способности линий 6-10 кВ электроэнергия подводится к РП, которые служат для приема и распределения электроэнергии без ее преобразования или трансформации. От РП электроэнергия распределяется по цеховым ТП 6-10/0,4-0,69 кВ и подводится также к высоковольтным электроприемникам 6 -10 кВ. В этих случаях напряжения питающей и распределительных сетей совпадают.

ГПП называется подстанция, получающая питание от энергосистемы и преобразующая и распределяющая электроэнергию на более низком напряжении (6-35 кВ) по предприятию или по отдельным его районам.

ПГВ называется подстанция с первичным напряжением 35 - 220 кВ, выполненная, как правило, по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающая питание непосредственно от энергосистемы или от УРП данного предприятия или предназначенная для питания отдельного объекта (цеха) или района.

В качестве ППЭ выбираем ПГВ.
3.2 Выбор трансформаторов ППЭ
Выбор трансформаторов ППЭ производится согласно ГОСТ 14209-85, то есть по расчетному максимуму нагрузки

---

S_m по насосной станции намечаются два стандартных трансформатора (первичное напряжение 35-220 кВ, вторичное 6-10 кВ).

Намеченные трансформаторы проверяются на эксплуатационную (систематическую) и послеаварийную перегрузки. В ряде случаев проверка на эксплуатационную перегрузку не имеет смысла, тогда проверка ведется только по послеаварийному режиму.

Трансформаторы ПГВ могут иметь мощности 4-80 МВА и всегда принимаются с регулированием под нагрузкой (РПН).

Определяем номинальную мощность трансформаторов по условию [5]:



Предварительно принимаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000 с S_ном.m = 10 000 кВА.

Определим среднеквадратичную полную мощность по суточному графику нагрузок насосной станции (рис.2.12) по одной из следующих формул [12]:
(3.1)

(3.2)
где cos_с.в. - средневзвешенный коэффициент мощности.

Полная среднеквадратичная мощность по (3.2)



Так как, S_cp.кв (17502,7 кВА) < 2S_ном.т (20000 кВА), то проверки на эксплуатационную перегрузку не требуется.

Проверка по послеаварийному режиму.

Определим начальную нагрузку К1 эквивалентного графика из выражения [13]:
(3.3)
где S_i - полные мощности (из графика нагрузок) при которых трансформатор недогружен, то есть S_i < S_ном.m;

t_i — интервачы времени, в которые трансформатор недогружен.

В данном случае К₁ = 0.

Определим предварительное значение нагрузки К₂' эквивалентного графика нагрузки из выражения [13]:


где S_i' — полные мощности (из графика нагрузок) при которых трансформатор перегружен, то есть Si' > S_ном.m;

h_i - интервалы времени, в которые трансформатор перегружен.

В данном случае

---

Сравним предварительное значение К₂' с К_mах исходного графика; если К₂'0,9  К_mах, то принимаем К₂ = К₂'; если К₂' < 0,9  К_mах, то принимаем К₂ = 0,9  К_mах.

Тогда К₂ = К₂' = 1,75

Для перегрузки t_п = 24 часа (по графику нагрузок), К₁ = 0, системы охлаждения трансформатора «Д» и среднегодовой температуры региона +8.4°С (для Омска) К_2доп = 1,4 [13, 14].

В данном случае К₂  К_2доп. Таким образом, трансформаторы типа ТДН-10000 не удовлетворяют условиям выбора. Берём более мощный трансформатор ТДН – 16000 с S_ном.т = 16000 кВА.

S_cp.кв (17502,7 кВА) < 2S_ном.т (32000 кВА).

Тогда К₁ = 0, а , отсюда:



Так как К₂’  0,9 К_max , то К₂ = К₂' = 1,09.

Выбранный трансформатор ТДН – 16000 удовлетворяет условию К₂  К_2доп.
3.3 Выбор УВН и рационального напряжения
Для выбора УВН и рационального напряжения питания необходимо наметить несколько вариантов возможных технических решений, лучший из которых определяется на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Чтобы наметить варианты рационального напряжения для ТЭР воспользуемся формулой [15]:

где P_m - расчетная активная мощность, МВт;

l - расстояние от ИП до ППЭ, км.
Рациональное напряжение для расстояния 1 = 4 км и расчетного максисмума P_M =16,190 МВт находится в пределах 35 -110 кВ, таким образом для рассмотрения намечаем варианты с напряжением 35 и 110 кВ.
При выборе УВН учитываются следующие факторы:

- расстояние до системы;

- уровень надежности потребителей;

- вид схемы питания: радиальная, магистральная и т.п.;

- окружающая среда:

- особые условия надежности.

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятии, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

Для предприятий средней и большой мощности, получающих питание от районных сетей 35, 110, 220 и 330кВ, широко применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

---

Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняются на первичном напряжении 35-220кВ без сборных шин.

Наибольшее распространение получили следующие схемы:

• 
  схема 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 безтоковой паузы срабатывает, отделяя УВН от линии, и через выдержку времени устройство автоматического повторного включения (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 отделитель в схеме не нужен. Применение данной схемы, при малых расстояниях от подстанции до короткозамыкателя (до 5 км), не рекомендуется из-за возникновения километрического эффекта;
  
• 
  схема глухого присоединения линии к трансформатору через разъединитель является более дешевой по сравнению с предыдущей при малых расстояниях (рис.3.1а). Отключающий импульс в данной схеме подается по контрольному кабелю на головной выключатель;
  
• 
  в последнее время широкое распространение получила схема с выключателем на стороне высокого напряжения (рис.3.1б).
  

В нашем случае, при длине ЛЭП до насосной станции равное 4 км, потребители электроэнергии I категории, подходят две последние, выше указанные, схемы (рис.3.1). Питание осуществляется по радиальным схемам с нормальной окружающей средой.

С учётом вышеперечисленного для рассмотрения в ТЭР намечаем четыре варианта:

1. 
   U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1а;
   
2. 
   U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1а;
   
3. 
   U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б;
   
4. 
   U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б.
   

Окончательный вариант выберем на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Целью технико-экономического расчета является определение приведенных годовых затрат на монтаж и эксплуатацию оборудования. Наиболее экономичным

---

решением электроснабжения является вариант, отвечающий требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты отличаются на 5-10% (возможная точность расчетов), предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капиталовложениями, с лучшими качественными показателями.

При проведении ТЭР критерием оптимальности решения являются меньшие расчетные (приведенные) затраты, определяемые по следующему выражению [14]:
З_i = И_i + Е_н · К_i + У_i, (3.5)
где Е_н = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год;

К - капиталовложения в электроустановку, руб/год;

И - годовые издержки производства, руб/год:
И = И_а.о+ И_пот, (3.6)
И_а,о = _а.о  К -амортизационные отчисления и издержки на обслуживание электроустановки (текущий ремонт и зарплата персонала), руб/год;

_а.о - норма отчислений, о.е;

И_nom - издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке, руб/год:
И_пот = И_пот.т – И_пот.л (3.7)
И_пот.т и И_пот.л. - издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередач (ЛЭП) соответственно, руб год.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов, руб/год [16]:
(3.8)
где n - число трансформаторов в группе;

Р_х и Р_к - соответственно номинальные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

С_э.х и С_э.к - стоимость 1 кВтч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно (см. рис.6.2[16]), руб/(кВт-ч);

Т — время работы трансформаторов (при его работе круглый год Т = 8760 ч/год), ч/год;

S_m - расчетная полная мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, кВА;

S_hom — номинальная мощность трансформатора, кВА;

 - время максимальных потерь, ч/год [5]:
(3.9)
Стоимость потерь энергии для линий, руб/год [16]:
И_пот.л = Э_л  С_э (3.10)
Потери энергии в ЛЭП, кВтч/год

---