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 4.3.1
Таблица 4.3.1.1
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.
Для определения условного центра нагрузок считается, что нагрузки распределены равномерно по площади цехов и центры нагрузок совпадают с центром тяжести фигур, изображающих цеха. Координаты центра электрических нагрузок вычисляются по формулам:
X0 ГПП= (ΣРРi·Xi) / (ΣРРi), (4.13).
Y0 ГПП= (ΣРРi·Yi) / (ΣРРi), (4.14).
Где Xi, Yi-координаты центров нагрузок отдельных цехов, м.
Таблица 4.3.1.2
Результаты расчёта координат центров нагрузок отдельных цехов.
NПО
ПланУ
Наименование
цехов
РРi,
КВт.
Хi,
м
Yi,
1
2
Инструм. Цех
Сборочн. цеха
755
5819.1
197.8
153.6
803.3
693
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
14
15
16
18
Мех. Цеха
Литейный цех
Компрессорное отд.
Эл. - апп. Цех
Рем. - мех. Цех
Загот. Цех
Агрег. Цех
Сбор. Цех
Очистные сооруж.
Цех ширпотреба
Цех гальванопокр.
Котельная
Топливохранилище
Заводоуправление
4561.8
166.9
1718.5
192.8
359.6
2154.8
1586.9
8481.2
434.5
133.5
2133.9
593.2
63.1
56.9
115.2
92.2
80.6
224.6
220.8
144
276.5
399.4
403.2
453.1
437.8
455.1
487.7
15.4
561.8
472.5
393.8
567
425.3
267.8
756
493.5
525
225.8
47.3
78.8
Х0 ГПП=255.5 м, Y0 ГПП=573.1 м.
Из-за невозможности установки ГПП в месте с найденными координатами, устанавливаем ГПП на свободном месте, ближе к ИП (Y0 ГПП=50 м).
В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения промышленного предприятия для распределительных сетей принимаю напряжение 10 кВ. На выбор этого напряжения распределительных сетей также повлияло наличие на предприятии компрессорного отделения, привод компрессоров в котором осуществляется асинхронными двигателями с непосредственным присоединением к сети 10 кВ.
Для внутризаводского электроснабжения применяется смешанная схема питания цеховых подстанций.
Расчёт распределительных сетей выполняется с целью определения сечений жил кабелей при известных токах нагрузки в нормальном и аварийном режимах.
Сечение каждой линии принято выбирать в соответствии со следующими условиями:
По номинальному напряжению:
UН КАБ>=UН СЕТИ, (5.1).
По нагреву расчётным током:
IДЛ. ДОП. >IРАБ.1, (5.2).
где IРАБ.1=IРАБ/КП, (5.3).
КП-корректирующий коэффициент,
КП=К1·К2, (5.4).
К1 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды [5, т.7.32] ; К2 - поправочный коэффициент на число кабелей проложенных рядом (К2=1, если кабель один). В случае если кабели взаимно резервируют друг друга, то:
IДЛ. ДОП. >2·IРАБ.1, (5.5).
По экономической плотности тока, исходя из расчётного тока и продолжительности использования максимума нагрузок:
SЭК=IР/jЭК, (5.6).
По термической устойчивости кабеля. Производится путём определения наименьшего термически устойчивого сечения:
(5.7).
где IПО-установившийся ток трёхфазного КЗ; C=98-для кабелей с алюминиевыми жилами; tОТК-время срабатывания защиты; ТА-постоянная времени цепи КЗ. При определении сечения магистрали сначала рассчитывается головной участок, затем кабели между трансформаторными подстанциями. По наибольшему сечению принимается сечение магистрали.
Расчёты по определению сечений кабелей сведены в таблицу 5.5.2.1
Принимается марка кабеля ААБл, способ прокладки-в траншее.
Таблица 5.5.2.1
Результаты расчёта распределительных сетей завода.
Линии.
Нагрузка
Принятое
Сечение,
мм2.
IДОП,
А.
SР,
кВА.
IР,
IАВ,
Магистраль 1:
ГПП-КТП 7
КТП 7-КТП 1
КТП 1-КТП 2
2256.2
728.08
364.04
75.21
24.27
12.13
150.42
48.54
24.26
3x35
150
Магистраль 2:
ГПП-КТП 14
КТП 14-КТП 13
КТП 13-КТП 12
2468.9
1490.9
611
82.3
49.7
20.4
164.6
99.4
40.8
3x50
180
Магистраль 3:
ГПП-КТП 15
КТП 15-КТП 6
1386
981
46.2
32.7
92.4
65.4
3x16
95
Магистраль 4:
ГПП-КТП 18
КТП 18-КТП 17
КТП 17-КТП 16
1213.9
803.9
395.3
40.5
26.8
13.2
81
53.6
26.4
Магистраль 5:
ГПП-КТП 19
КТП 19-КТП 20
КТП 20-КТП 21
8736.8
5456.8
2678.4
291.2
181.9
89.3
582.4
363.8
178.6
2х (3x95)
2x310
Магистраль 6:
ГПП-КТП 24
КТП 24-КТП 23
КТП 23-КТП 22
3026.6
1155.4
727.4
100.9
38.5
24.25
201.8
77
48.5
3x70
215
Магистраль 7:
ГПП-КТП 25
791.2
52.8
Магистраль 8:
ГПП-РП
РП - КТП 11
РП-КТП 10
КТП 10 - КТП 9
КТП 9-КТП 8
РП - АД
7587.75
964.05
4733.7
3163.9
1569.8
252.9
32.1
157.8
105.5
52.3
15.75
505.8
64.2
315.6
211
104.6
31.5
2x (3x95)
2x265
Выбор кабелей на напряжение 0.4 кВ сведён в таблицу 5.5.2.2
Таблица 5.5.2.2
Результаты выбора кабелей на напряжение 0.4 кВ.
КТП 11-ШРС 1
КТП 11-ШРС 2
КТП 11-ШРС 3
КТП 11-ШРС 4
56.25
146.45
150.36
82.72
215.4
221.1
165.44
430.75
442.2
2х (3х95)
190
2х235
КТП 11-ШРС 5
КТП 11-ШРС 6
КТП 22-ШРС 7
КТП 25-ШРС 8
199.95
135.88
75
294
199.8
110.3
588.08
399.6
220.6
2х (3х150)
3х95
2х310
235
Для расчёта кабелей на термическую стойкость необходимо знать I (3) КЗ на шинах 10 кВ ГПП, а также I (3) КЗ на высоком напряжении ГПП. Расчёт ведётся в о. е. Расчётная схема приведена на рис.5.2.1
Принимаем Sб=100 МВА, U*C=1, Х*С=0.
ХВЛ=0.538·25*100/1152=0.102.
ХТР=0.105·100/25=0.42.
Для трансформаторов относительное сопротивление Х* соответствует UКЗ в о. е., т.е.:
U*К=0.01·UК%, (5.8).
U*К=0.105.
Для т. К-1:
Iб=Sб/√3·Uб, (5.9).
Iб=100/1.73*10.5=5.51 кА.
IК, С= Iб/ХΣ, (5.10).
ХΣ = ХВЛ+ ХТР, (5.11).
ХЛ РП=0.0292·100/102=0.029.
ХЛ Д=0.0015.
Если к месту КЗ подключён АД, то нужно учитывать их влияние. Действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ можно определить по формуле:
IК ДВ=0.9·IН ДВ/Х*Д, (5.12).
где 0.9-расчётная относительная ЭДС АД,
Х* Д-относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление АД,
IН ДВ-номинальный ток одновременно работающих двигателей.
IН ДВ=N·РН ДВ/√3·UН ДВ·cos (φ) · (ŋ/100%), (5.13).
Где N-количество одновременно работающих двигателей.
В среднем можно принять Х* Д=0.2, тогда:
IК ДВ=0.9· IН ДВ/0.2=4.5· IН ДВ, (5.14).
Апериодическая составляющая IКЗ от АД не учитывается вследствие её быстрого затухания.
Суммарное значение ударного тока КЗ с учётом АД определяется по формуле:
iУД=√2· (КУД·IК+4.5· IН ДВ), (5.15).
IК ДВ=0.801 кА.
I (3) К-1= (Iб/ (ХВЛ+ ХТР)) + (IК ДВ/ ( (ХЛ ДВ/4) +ХЛ РП), (5.16).
I (3) К-1=23.176 кА.
SMIN= (1/98) ·23176·√0.75=204.1 мм2.
Т. к. влияние тока КЗ от АД учитывается только на том напряжении, на котором установлены АД, то для точки К-2 IК ДВ не учитывается.
Iб=0.502 кА.
I (3) К-2=4.922 кА.
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.
Выбор короткозамыкателей.
Условия выбора, расчётные и номинальные данные выбранного короткозамыкателя приведены в таблице 6.1.1
Таблица 6.1.1
Условия выбора
Номинальные данные
Расчётные данные
UН >UС
iДИН> iУД
IТ2tТ ³ I¥ tg
110 кВ
34 кА
12,52*3 кА2с
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 6.1.2
Таблица 6.1.2
UН >UН СЕТИ
IН >IР МАХ
iДИН ³iУД
IТ2tТ ³ Вк
3200 А
128 кА
502*3 кА2с
3073 А
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.
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.
2. Выбор выключателей.
Выбор сведён в таблицу 6.2.1
Таблица 6.2.1
Выбор выключателей.
Тип выключателей
UНОМ,
кВ
IНОМ,
А
IН ОТКЛ,
кА
IПР СКВ,
iПР СКВ,
IТЕР УСТ,
КА
ВМПЭ-10-3200/20-52
3200
20
-
52
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11