6 Выбор схемы электроснабжения предприятия
Система электроснабжения предприятия состоит из источников питания, линий электропередач, осуществляющих подачу электроэнергии к предприятию, понизительных, распределительных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабелей и воздушных линий.
Требования, предъявляемые к электроснабжению предприятий, в основном зависят от потребляемой ими мощности, характера электрических нагрузок, особенностей производства, климатических условий и других факторов. Схема электроснабжения должна удовлетворять следующим требованиям: надежность, экономичность, удобство и безопасность эксплуатации, а также обеспечение необходимого качества электроэнергии у приемников и возможность дальнейшего развития сети.
Надежность сети определяется категорией потребителей. Экономичность сети характеризуется стоимостными показателями (приведенными затратами). Кроме того необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок по территории предприятия, а также его потребляемую мощность.
Принимаем схему электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП). Ввиду наличия потребителей I-ой категории по степени бесперебойности питания предусматриваем секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.
При построении схемы электроснабжения исходим из принципа максимально-возможного приближения высшего напряжения к электроустановкам потребителей и применения минимального количества ступеней промежуточной трансформации.
Резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в самой схеме электроснабжения. Для этого все элементы схемы (линии, трансформаторы, аппаратура) должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме (после отключения поврежденных участков) принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов нагрузок.
При секционировании всех звеньев системы электроснабжения, начиная от шин ГПП, должна быть предусмотрена установка на них системы АВР (автоматического ввода резерва) для повышения надежности питания. При этом в нормальном режиме работы следует обеспечивать раздельную работу элементов системы электроснабжения, что снижает уровень токов короткого замыкания, облегчает и удешевляет коммутационную аппаратуру и упрощает релейную защиту.
Выбор наилучшего варианта производится на основании технико-экономических расчетов и рассмотрен в подразделе 6.1.
Все распределительные сети выполнены кабельными линиями, проложенными по комбинированным эстакадам и в траншеях.
6.1 Технико-экономический расчет
Технико-экономический расчет производится для двух вариантов построения схемы электроснабжения (рисунок 6.1, 6.2).
Учитывая малую площадь предприятия потерями в кабельных линиях пренебрегаем.
Вариант 1. Предусматривает питание цехов:
№4 от ТП 1;
№5 от ТП 2;
№8,13, 14 от ТП 3;
№9,10 от ТП 4;
№12 от ТП5;
№1,6,7 от ТП6;
№2,3,11,15 от ТП7.
Высоковольтные двигатели цехов №1, 13 от РУ-10 кВ ГПП радиальными линиями, выполненными кабелем ААШв, проложенным по эстакаде и в траншеях.
Вариант 2. Предусматривает питание цехов:
№4 от ТП 1;
№5 от ТП 2;
№13,14 от ТП 3;
№8 от ТП 4;
№9 от ТП 5;
№10 от ТП 6;
№12 от ТП 7;
№6,1,7 от ТП 8;
№2,3,11,15 от ТП 9.
Высоковольтные двигатели цехов №1, 13 от РУ-10 кВ ГПП радиальными линиями, выполненными кабелем ААШв, проложенным по эстакаде и в траншеях.
Наиболее экономичным решением электроснабжения будет вариант, отвечающий техническим требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты.
Выбор наилучшего варианта производится в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов», 2001г. Ценность проекта - это разница между выгодами по проекту и затратами на его реализацию и эксплуатацию:
Эт=Рт-Зт, (6.1)
где Эт - ценность или эффект по проекту;
Рт - выгоды или поступления по проекту;
Зт - затраты или расходы по проекту;
т - горизонт расчета.
Главным критерием оценки проектов является максимум эффекта:
Эт=Рт-Зт=Max (6.2)
При постоянстве полезного результата Рт=const, максимум эффекта будет при минимуме затрат по проекту Зт=Min
Приведенные затраты, руб/год, являются мерой стоимости, определяются для изменяемой части сопоставляемых вариантов по выражению:
З= r * К + С (6.3)
где r - реальная процентная ставка;
К - единовременные капиталовложения, определяемые в действующих ценах, руб., с учетом стоимости монтажа и строительной части;
С - ежегодные издержки производства при нормальной эксплуатации, руб/год.
Ежегодные издержки производства при единовременном воде сооружения в эксплуатацию С определяется по соответствующим значениям амортизационных отчислений Са, затрат на электроэнергию Сэ и расходов по эксплуатации Сро:
С = Са + Сро + Сэ. (6.4)
Амортизационные отчисления, руб., рассчитываются по годовым нормам амортизации Ра (таблица 2.23 [5]) от капиталовложений К на сооружаемые элементы электроснабжения:
Са = Ра * К. (6.5)
Затраты на ремонт и обслуживание в данном случае определяем упрощённо, на основании выражения:
Сро = Рро * К, (6.6)
где Рро - коэффициент отчислений на ремонт и обслуживание.
Затраты на потери электроэнергии в элементах электрической сети определяются по формуле:
Сэ = ДРC * г (6.7)
где - средние потери активной мощности, кВт;
г - стоимость 1кВт. года потерь, руб/кВт*год.
Максимальные потери активной мощности в трансформаторах, кВт:
, (6.8)
где и - потери х.х. и номинальные нагрузочные потери (к.з.), определяемые по каталогам и справочникам;
-коэффициент загрузки фактический трансформатора берём из таблицы 3.4.
В расчётах принято:
б = 430 руб/кВт*мес;
в = 0,585 руб/кВт*час.
Годовое число часов работы Тг и число часов использования максимума активной нагрузки Тм выбираем согласно ПУЭ:
Тм = 3800 ч/год;
Тг = 4000 ч/год.
Относительное время использования максимума потерь фм зависит от соотношения Тм и Тг :
фм =0,7 при фм = при
фм = (6.9)
Суэ = /Тм + - стоимость 1 кВт *ч электроэнергии (руб/кВт*ч). (6.10)
Суэ = 12*430/3800+0,585=1,94 руб/кВт ч.
= Тг*Суэ - стоимость потерь 1 кВт*года,(руб/кВт*год); (6.11)
= 4000*1,94 =7771,6 руб/кВт *год - стоимость одного кВт *года потерь.
Средние потери активной мощности рассматриваемого элемента электро снабжения могут быть определены следующим образом:
, (6.12)
-максимальные потери активной мощности, кВт;
-относительное время использования максимума потерь.
Коэффициенты отчислений для разных элементов электроснабжения определенные по таблицам сводим в таблицу 6.1.
где Ен = 0,19 1/год- нормативный коэффициент эффективности.
По старым методикам вместо r принимался параметр Ен, который назывался нормативным коэффициентом эффективности капитальных вложений и нормировался. Это было справедливо для условий стабильной плановой экономики, и не применимо для условий рыночной экономики.
Применительно к вариантам электроустановок формулу (6.1) целесообразно преобразовать и представить в следующем виде: З= р*К + С,
где р - суммарный коэффициент отчислений от капитальных затрат;
ра - норма амортизации;
ро - коэффициент отчисления на текущий ремонт и обслуживание;
r - нормативный коэффициент эффективности.
р=ра+ро+r. (6.13)
В таблице, реальная процентная ставка с учётом инфляции
Таблица 6.1- Коэффициенты отчислений для различных элементов системы электроснабжения
|
Значения коэффициентов, доли ед.
|
|
|
Элементы системы электроснабжения
|
|
|
r
|
р = ра + рро + r
|
|
|
Трансформаторы 10 кВ
|
0,063
|
0,01
|
0,08
|
0,154
|
|
|
Результаты расчетов по вариантам сводим в таблицы 6.2 .
Цены на электротехническое оборудование приведены в основном по прейскуранту 1984года. Для перевода цен на 01.01.2003 необходимо умножить на 36,14.
Э-годовой экономический эффект сравниваемых схем электроснабжения.
Как видно из результатов расчета (таблицы 6.2), наиболее экономически выгодным является 1 вариант электроснабжения, так как капитальные затраты на него минимальны.
7 Расчёт токов короткого замыкания для выбора электрооборудования
В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий, сопровождающиеся резким увеличением тока. Поэтому электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом величин этих токов.
Основными причинами возникновения таких коротких замыканий в сети могут быть:
- повреждение изоляции отдельных частей электроустановки;
- неправильные действия обслуживающего персонала;
- металлические перекрытия токоведущих частей установки;
Короткое замыкание в сети может сопровождаться:
- прекращением подачи питания потребителям, присоединенных к точкам, в которых произошло короткое замыкание;
- нарушение нормальной работы других потребителей, подключенных к участкам сети, в следствии понижения напряжения на этих участках;
- нарушение нормального режима работы энергосистемы.
Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их последствий необходимо:
- устранить причины вызывающие короткое замыкание;
- уменьшить время действия защит, действующих при коротких замыканиях;
- применять быстродействующие выключатели;
- правильно вычислять величины токов короткого замыкания, и по ни выбирать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограничения токов короткого замыкания. Расчет токов короткого замыкания производят в таких местах системы, в которых при коротком замыкании токи будут иметь наибольшее значение.
Расчет производится для случая: режим системы рабочий, на ГПП в работе один трансформатор, секционный выключатель включен.
В расчетную схему (рисунок 7.1) включаем участвующие в питании места КЗ источники и все элементы схемы между ними и местом КЗ.
Рисунок 7.1 - Расчетная схема
После составления расчетной схемы, далее составляется схема замещения подстанции. Схема замещения представляет собой расчетную схему, в которой все электрические и магнитные связи представлены электрическими сопротивлениями.
Если активное сопротивление ветки не превышает 30% ее индуктивного сопротивления, то определение периодической составляющей тока КЗ производится при условии r=0. В электроустановках выше 1000 В условие r0,3х, как правило выполняется. Следовательно:
, (7.1)
где Iб - базисный ток, кА.
Схема замещения представлена на рисунке 7.2
Рисунок 7.2 - Схема замещения
Расчет производим в относительных единицах. При определении параметров схемы замещения в относительных единицах необходимо задаться значением базисной мощности и вычислить значение базисного тока на разных ступенях трансформации:
, (7.2)
где IБi - базисный ток на i-ой ступени, кА;
SБ - базисная мощность, задаем SБ=100 МВА;
UБ - напряжение на i-ой ступени, кВ.
;
;
.
Определим индуктивное сопротивление элементов цепи:
Энергосистема:
; (7.3)
ВЛ 110 кВ:
; (7.4)
Для двухобмоточного трансформатора без расщепленной обмотки:
, (7.5)
где Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
;
Сопротивление кабеля питающего АД:
, (7.6)
где Х0 - удельное сопротивление кабеля;
L - длинна кабельной линии, км.
Сопротивление АД:
, (7.7)
где Хd// - сверхпереходное сопротивление, для АД принимаем Хd//= 0,2
Sном - номинальная полная мощность электродвигателей.
а) Расчет трехфазного КЗ в точке К1:
Для данной точки короткого замыкания можно не учитывать подпитку места короткого замыкания от электродвигателей, т.к. они значительно удалены от точки короткого замыкания. Тогда расчетная схема для точки К1 будет иметь вид (Рисунок 7.3):
Упрощаем расчетную схему замещения
Х12 = Х1 + Х2 = 0,04+0,009 = 0,049;
Рисунок 7.3
Начальное действующее значение периодической составляющей токов КЗ в точке К1:
кА. (7.8)
Установившийся ток трехфазного КЗ в точке К1 равен периодической составляющей тока КЗ от системы.
Мощность КЗ:
МВА; (7.9)
Ударный ток КЗ:
кА, (7.10)
где Ку= 1,8 ударный коэффициент.
Тепловой импульс тока:
ВК = I2по . (tоткл + Та), (7.11)
где tоткл = tрз + tов 0,5 с - время отключения тока КЗ;
Та = 0,05 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей;
tрз - время действия релейной защиты;
tов - полное время отключения выключателя.
ВК = 10,22 . (0,5+0,05) = 57,2 кА2.с.
б) Расчет трехфазного тока КЗ в точке К2:
Преобразуем схему замещения (рисунок 7.4)