насрс. Электроснабжение насосной станции. Дипломного проекта Электроснабжение и электропривод насосной станции

• Название: Дипломного проекта Электроснабжение и электропривод насосной станции
• Анкор: насрс
• Дата: 26.05.2022
• Размер: 1.65 Mb.
• Имя файла: Электроснабжение насосной станции.doc
• Тип: Диплом; #551338
• страница: 3 из 14

Таблица 2.11

Часы	Р,%	Р,кВт	Часы	Р,%	Р,кВт
0	98,91887	16218,961	12	99,00769	16233,525
1	98,91887	16218,961	13	99,81548	16365,972
2	98,91887	16218,961	14	99,75114	16355,422
3	98,91887	16218,961	15	99,32982	16286,342
4	98,91887	16218,961	16	100,0000	16396,226
5	98,91887	16218,961	17	100,0000	16396,226
6	98,91887	16218,961	18	99,44982	16306,017
7	98,91887	16218,961	19	99,38539	16295,453
8	100,0000	16396,226	20	99,06326	16242,636
9	100,0000	16396,226	21	99,80674	16364,539
10	99,39423	16296,903	22	99,74231	16353,975
11	99,32982	16286,342	23	99,09548	16247,919

Средняя нагрузка по (2.74):



Среднеквадратичная нагрузка по (2.75):

Среднеквадратичное отклонение по (2.76):

Расчетная нагрузка по (2.73):



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
(3.11)
где S - полная мощность, передаваемая по ЛЭП, ВА;

U — номинальное напряжение ЛЭП, кВ;

г_о — удельное активное сопротивление ЛЭП, Ом/км;

L - длина ЛЭП, км;

n - число параллельно включенных ЛЭП.

Потери энергии в трансформаторах
(3.12)
Ущерб от перерыва электроснабжения определяется по формуле:
У = Т_пер  Р_р У_о, (3.13)
где У_о - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/(кВт-ч);

Т_пер — среднегодовое время перерыва электроснабжения, ч/год;

Р_р - расчетная активная мощность, потребляемая предприятием, кВт.

Для определения времени перерыва электроснабжения необходимо произвести оценку надежности элементов электроснабжения по следующим выражениям [10]:

параметр потока отказов линии или присоединения
(3.14)
среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения
(3.15)
коэффициент аварийного простоя
k_a = _a  T_в, (3.16)
коэффициент планового простоя
k_n = 1,2 k_ni.max; (3.17)
коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения, соответственно для второй линии
k_2a.n = 0,5  _a  k_n npu k_n  Tв_; (3.18)

k_2a.n = k_a  (k_n  0,5  Tв_) npu k_n > Tв_; (3.19)
коэффициент аварийного простоя двух линий или присоединений при одинаковых параметрах надежности
k_nep = k_a² + 2 • k_2a.n, (3.20)
среднегодовое время перерыва электроснабжения
Т_пер = k_nep • 8760, (3.21)
где _ai — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения (СЭС), 1/год;

T_вi — среднее время восстановления после отказа, лет;

k_ni.max — максимальный коэффициент аварийного простоя одного элемента СЭС входящего в данное присоединение, о.е.

ТЭР для варианта №1.

Для того, чтобы учесть капитальные затраты на ЛЭП, необходимо предварительно выбрать сечение провода. При выборе сечения провода необходимо учесть потери мощности в трансформаторах ППЭ.

Каталожные данные трансформатора ТДН-16000/110 [14]:

Р_х = 18 кВт; Р_к = 85 кВт; U_к = 10,5%; I_x = 0,7%; S_ном = 16000 кВА.

Потери мощности при работе двух трансформаторов



Потери мощности при работе одного трансформатора




Расчетная мощность, с учетом потерь мощности в трансформаторах ППЭ, в нормальном и послеаварийном режимах



Выбор сечения проводов ЛЭП.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчетным током. Проверка проводится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможной неравномерности распределения токов между линиями.

Определим расчетный ток нормального и послеаварийного режимов соответственно
(3.22)



Выбираем провод марки АС-70/11 с I_доп = 265 А и сечением F = 70 мм², так как минимально допустимое сечение по условию потерь на корону согласно ПУЭ 70 мм².

Сечение провода по экономической плотности тока
(3.23)
где j_э = 1 - экономическая плотность тока при Тmах > 5000 ч [17], А/мм².

Определим потери напряжения в ЛЭП в послеаварийном режиме:

Для послеаварийного режима допускаются потери напряжения до 10% .

Окончательно выбираем провода марки АС-70/11 с I_доп = 265 А.

ЛЭП на железобетонных опорах.

Капитальные затраты.
К = К_тр + К_ору + К_лэп + К_кл.эп = (2  53000) + (2  11500) + (2  7700  4) + (2  470  4) = = 194360 руб.
Издержки.

Время максимальных потерь по (3.9):



Потери энергии в ЛЭП по (3.11):



По (3.10): И_пот.л = 169183,48 • 0,0075 = 1268,876 руб/год.

Потери энергии в трансформаторах

В данном случае С_эх  С_эк = 0,0075 руб/(кВт-ч), тогда

И_пот.т = Э_т • С_э = 729730,74 • 0,0075 = 5472,98 руб / год.

Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления
И_а,о = _а.оору  К_ору + _а.о.тр  К_тр + _а.о.лэп К_лэп + _а.о.кл К_кл =

= 0,094 • 23000 + 0,094 • 106000 + 0.028 • 61600 + 0,073  3760 =

= 14125,28 руб/год.
Годовые издержки по (3.6):

И =14125,28 + (5472,98 + 1268,876) = 20867,13 руб /год.

Ущерб.

По (3.13): _а = 0,01 + 0,088 + 0,008 + 0,06 + 0,01 + 0,2 = 0,332 1/год.

По(3.14):

По (3.15): k_a = 0,332 • 0,01129 = 0,00375 о.е.

По (3.16): k_n = 1,2 • 0,074 = 0,0888 о.е.

По (3.18): k_2a.n = 0,00375 • (0,0888 - 0.5 • 0,01129) = 0,00031 о.е.

По (3.19): k_nep = 0,00375² + 2 • 0,00031 = 0,0000634 о.е.

По (3.20): Т_пер = 0,0000634 • 8760 = 5,55 ч/ год.

По (3.12): У =5,55 • (16169,243 + 87,518) • 0,6 = 54135 руб/ год.

Приведенные затраты по (3.5):

3 = 0,12 • 194360 + 20867,14 +54135 = 98325,34 руб/год.

Для остальных вариантов расчеты сведены в табл.3.1 и табл.3.2.

Согласно рекомендации СН174-75, если затраты варианта с большим напряжением превосходят на 10-12%, то следует принимать вариант с большим напряжением, как наиболее перспективный.

В данном случае по результатам ТЭР проходит четвёртый вариант.

Таблица 3.2 Результаты ТЭР

№ варианта	Наименование оборудования	Стоимость, руб	n шт	Kaп. затраты, руб.	Издержки					Ущерб руб/год	Затраты, руб/год
					а.о, о.е.	Иа.о, руб/год	Сэ, руб/ (кВт ч)	Э, (кВт ч)/ год	Ипот, руб/год
1	AC - 70/11	30800	2	61600	0,028	1724,8	0,0075	169183,5	1268,87	54135	98325,3
	ТДН–16000/110	53000	2	106000	0,094	9964
	ОРУ	11500	2	23000	0,094	2162		729730,7	5472,98
	Контр. Кабель	1880		3760	0,073	274,48
2	AC - 150/19	9200	2	18400	0,028	515,2	0,0075	3098510	23238,83	53257	86926,9
	ТДНС-16000/35	37000	2	74000	0,094	6956
	ОРУ	2400	2	4800	0,094	451,2		297891,5	2234,19
	Контр. Кабель	1880		3760	0,073	274,48
3	AC - 70/11	30800	2	61600	0,028	1724,8	0,0075	169183,5	1268,88	7218	6116,68
	ТДН –16000/110	53000	2	106000	0,094	9964
	ОРУ	36000	2	72000	0,094	6768		729760,7	5473
4	AC- 150/19	9200	2	18400	0,028	515,2	0,0075	3098510	2323,83	4272,27	50615,7
	ТДНС-16000/35	37000	2	74000	0,094	6956
	ОРУ	5400	2	10800	0,094	1015,2		297891,5	2234,18

4 Выбор системы распределения электроэнергии
4.1 Выбор рационального напряжения распределения электроэнергии выше 1000 В
Рациональное напряжение U_paц распределения электроэнергии выше 1000В предприятия определяется в основном значениями мощности ЭП напряжением 6кВ и 10кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10-15%, то U_paц распределения принимается равным 10кВ, а ЭП 6кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то U_paц распределения принимается равным 6кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15-40%, то необходимо произвести ТЭР.

Кроме того, при выборе U_paц распределения электроэнергии на напряжении выше 1000В следует учитывать напряжение распределения электроэнергии в электрических сетях до 1000В. В случае применения в последних напряжения 660В предпочтение во многих случаях отдается напряжению 10 кВ.

В данном случае доля мощности ЭП 10 кВ составляет:

поэтому в качестве напряжения распределения принимаем U_paц = 10 кВ.
4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций
Число трансформаторных подстанций (ТП) и мощность их трансформаторов определяется средней нагрузкой цеха (цехов) за наиболее загруженную смену (S_cm), удельной плотностью нагрузки (при мощности цеха более 1500 кВА) и требованиями надежности электроснабжения.

Для цехов I и II категории принимают двухтрансформаторные ТП, для цехов III категории принимают однотрансформаторные ТП.

Средняя нагрузка цеха за наиболее загруженную смену определяется по следующим формулам
; (4.1)

(4.2)

(4.3)
где К_и - коэффициент использования активной мощности одного или группы ЭП;

Р_н - номинальная (установленная) мощность одного или группы ЭП, кВт;

tg - коэффициент мощности.

Расчет средней нагрузки S_cm сведен в табл.4.1.

Потребители электроэнергии насосной станции относятся к I, II и III категориям, поэтому ТП принимается двухтрансформаторной.

Определение мощности трансформаторов ТП должно производиться с учетом перегрузочной способности трансформаторов.

При преобладании ЭП I -II категории коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме должен быть в пределах 0,65 – 0,75. Для однотрансформаторных подстанций коэффициент загрузки трансформаторов должен быть в пределах 0.9-1.0.

Номинальная мощность трансформатора определяется по выражению [5]:
(4.4)
где N - количество трансформаторов на ТП;

К_з — коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.

По расчетному значению S_ном.т =125,08 кВА выбираем трансформатор типаТМЗ-160/10
Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме
(4.5)
Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме
(4.6)
Каталожные данные трансформатора ТМЗ-160/10:

S_HOM = 160 кВА; Р_х = 0,51 кВт; Р_к = 2,65 кВт; I_x = 2.4%; U_K = 4,5%.

Потери мощности в трансформаторах KТП:




Расчетная нагрузка на стороне ВН цеховой ТП [5]: