Проектирование завода железнодорожного машиностроения

и релейной защиты.

Найдем рациональное нестандартное напряжение питающих линий по формуле:

(27)

где - расчетная активная мощность предприятия, МВт;

- расстояния от предприятия до точки подключения к источнику питания, км;

Из напряжений в ближайших пунктах электросистемы выбираем одно ниже, а другое выше величины рационального напряжения, для технико-экономического сравнения.

Варианты схем внешнего электроснабжения представлены на рис. 1 и рис. 2.

4.1.2. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Главную понизительную подстанцию предприятия выполняем двухтрансформаторной. Выбор мощности трансформаторов ГПП производим на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматриваем их питания от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

При установке на ГПП двух трансформаторов номинальная мощность каждого из них определяется по условию:

(28)

где - номинальная расчетная мощность предприятия с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ;

(29)

где - мощность компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ, кВар;

(30)

- коэффициент загрузки трансформатора, равный 0.65;

(31)

Трансформаторы ГПП Sтн, кВА DPхх, кВт DPкз, кВт Ixx , % Uкз, %
Вариант 1 – ТМ - 4000/150* 4000 8.4 35 1.2 10.5
Вариант 2 - ТМ - 4000/35 4000 5.3 33.5 0.9 7.5

В послеаварийном режиме оставшийся в работе трансформатор проверяем на допустимую перегрузку:

(32)

Расчетная полная мощность, передаваемая от источника питания при наличии ГПП, отличается от на величину потерь мощности в силовых трансформаторах ГПП и может быть определена по формуле:

(33)

где и определяются по формулам:

Для варианта N 1

Для варианта N 2

4.1.3. Расчет технико экономических показателей вариантов схем.

Максимальный ток линии:

(34)

Для определения мощности отключаемой выключателями, намечается расчетная точка КЗ (К-1), а затем составляется схема замещения для трех фазного КЗ в точке (К – 1) и определяются параметры схемы замещения в относительных базисных единицах ( при Sб и Uб ).

Сопротивление системы в относительных базисных единицах.

(35)

где(36)

Sc – из расчетных показателей;

Сопротивление трех обмоточного трансформатора в относительных базисных единицах определяется по выражению:

(37)

где Uк% - напряжение короткого замыкания в процентах между обмотками, по которым протекает ток повреждения.

Суммарное сопротивление цепи от источника питания до точки КЗ К - 1.

(38)

Мощность и ток отключаемые выключателями:

(39)

(40)

Для варианта №1 :

Мощность и ток отключаемые выключателями:

Для варианта №2 :

Мощность и ток отключаемые выключателями:

4.1.4. Выбор сечения проводов питающих линий

Сечение проводов ВЛ выбираем минимально возможным из стандартных сечений, обеспечивающих работу проводников без перегрева выше допустимой температуры при расчетной максимальной нагрузке. При этом потери напряжения не должны превышать допустимой величины, а плотность тока в проводах должна соответствовать нормированному экономическому значению.

Выбор сечения проводов ВЛ по нагреву производится по условию:

(41)

где Iдоп – допустимая токовая длительная нагрузка на провод;

Iр – расчетная токовая нагрузка линии , равная получасовому максимуму нагрузки и определяется по формуле:

(42)

Выбор сечения проводников по экономической плотности тока производится для ВЛ напряжением с - 220 кВ. Экономическое сечение определяется из соотношения:

(43)

где Jэк – нормированное значение экономической плотности тока.

Сечение, полученное в результате расчета по экономической плотности тока , округляется до ближайшего меньшего стандартного сечения и проверяем по мере напряжения в нормальном и аварийном режиме при фактической нагрузке:

(44)

где Ip – расчетный ток линии, А;

- длина линии, км;

R0 , X0 – удельное активное и реактивное сопротивление линии;

Cos j , sin j - соответствует коэффициенту мощности предприятия в период максимума нагрузки.

(45)

Сечение проходит по потери напряжения , если выполняется условие:

(46),(47)

Сводим полученные данные в табл. 12.

Табл 12. Сечения воздушной линии.

Iр2 Fэк Iдоп Ro Xo Iр1 cos f sin f ^U% ^Uав%
Вариант 1 15,31 13,92 265 0,46 0,362 30,61 0,86 0,51 0,165 0,331
Вариант 2 47,44 43,13 265 0,45 0,362 94,87 0,86 0,51 4,428 8,8566

4.1.5. Расчет технико – экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты.

Стоимость двух ячеек отходящей линии с выключателями В1 и В2

[4, стр. 140-146].

(48)

Стоимость сооружения воздушной линии.

(49)

где Ков , Кол – соответственно , стоимость одной ячейки выключателя и одного километра двух цепной воздушной линии, т.р.,

Суммарные капитальные затраты:

(50)

б) Эксплуатационные расходы.

(51)

где Скл – стоимость потерь электроэнергии в линиях.

Сол, Сов – стоимость амортизационных отчислений от Кл и Кв соответственно, т.р.

Потери мощности в линиях.

(52)

Потери электроэнергии в линиях.

(53)

где tл – время максимальных потерь мощности в линии[2, с. 167 - 168].

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

(54)

Стоимость амортизационных отчислений.

(55)

где tл tв – норма ежегодных отчислений для линий и выключателей соответственно, %

tл = 2,4 % tв = 6,4 %

4.1.6. Расчет технико – экономических показателей элементов ГПП.

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

(56)

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

(57)

где Кот и Коок – единичная стоимость трансформатора и одного ввода с отделителями короткозамыкателями, соответственно, т.р.

Суммарные капитальные затраты.

(58)

б) Эксплутационные расходы.

(59)

(60)

где Спт – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, т.р.;

Сот, Соок – стоимость амортизационных отчислений от Кт и Кок , соответственно, т.р.;

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

(61)

где DР`хх,DР`кз – приведенные потери активной мощности трансформатора при ХХ и КЗ, соответственно, кВт;

(62)

(63)

где Кип – коэффициент изменения потерь , учитывающийся в пределах [0.02-0.12].

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

(64)

где Твкл – время включения трансформатора под напряжение, принимается обычно равным 8760 часов.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

(65)

Технико-экономические показатели варианта № 1.

1. Расчет технико – экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты.

Ков = 23,72 т.руб.

Кол = 13,5 т.руб.

Стоимость сооружения воздушной линии.

Суммарные капитальные затраты:

Стоимость амортизационных отчислений.

tл = 2,4 % tв = 6,4 %

Потери электроэнергии в линиях.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

б) Эксплуатационные расходы.

2. Расчет технико – экономических показателей элементов ГПП.

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

Кот = 28,7 т.р.

Коок = 26,72 т.р.

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями , установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

Суммарные капитальные затраты.

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

б) Эксплутационные расходы.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

Технико-экономические показатели варианта № 2.

1. Расчет технико – экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты.

Ков = 6,35 т.руб.

Кол = 10,7 т.руб.

Стоимость сооружения воздушной линии.

Суммарные капитальные затраты:

Стоимость амортизационных отчислений.

tл = 2,4 % tв = 6,4 %

Потери электроэнергии в линиях.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

б) Эксплуатационные расходы.

2. Расчет технико – экономических показателей элементов ГПП.

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

Кот = 12,35 т.р.

Коок = 11,2 т.р.

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями , установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

Суммарные капитальные затраты.

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

б) Эксплутационные расходы.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

4.2. Технико экономический расчет при выборе схемы внутреннего электроснабжения.

Намечаем два варианта схемы внутреннего электроснабжения:

1.Вариант. Радиальная схема.

2.Вариант. Смешанная схема.

Расчет ведем для напряжения 10 кВ. Предварительный выбор этого напряжения обусловлен тем, что он обеспечивает меньший расход цветного метала и экономию электроэнергию по сравнению с 6 кВ.

4.2.1. Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 6 – 35 кВ.

Расчетные нагрузки линий распределительной сети 10 кВ для каждого варианта определяются по расчетным нагрузкам цеховых ТП со стороны ВН с учетом компенсации реактивной мощности.

Результаты расчетов нагрузок линий распределительной сети 10 кВ представлены в табл. 13.

Табл. 13. Расчетные нагрузки линии сети.

л Назначение линии Потребитель э/э Длина линий, км Расчет Р

Cos

tg

Qкв, кВАр Число и мощ. КУ Q`рв, кВАр S`рв, кВА J`рв,А Fэк
Ррв, кВт Qрв, кВАр
1 ГПП –ТП – 1 ТП - 1 0,052 843,8 403,5 0.99 330 1*330 733,5 734,1 42,43 35,36
2 ГПП –ТП – 2 ТП – 2 0,153 607,2 250,5 0,88 330 1*330 590,5 591,5 34,19 28,49
3 ГПП –ТП – 3 ТП – 3 0,514 626,8 214,6 0,9 330 1*330 544,6 545,7 31,55 26,29
4 ГПП –ТП – 4 ТП – 4 0,621 686,1 369,3 0,94 330 2*330 1029,3 1030 59,54 49,61
5 ГПП –ТП – 5 ТП – 5 0,375 831,12 732,5 0,99 330 2*330 1392,5 1393 80,53 67,1
6 ГПП –ТП – 6 ТП – 6 0,435 762,7 367,8 0,98 330 1*330 697,5 698,6 40,38 33,65

4.2.2.Определение сечения кабельных линий распределительной сети .

Выбор сечения кабельных линий распределительной сети 10 кВ производим по технологической плотности тока.

(66)

где Jэк – нормированное значение экономической плотности тока, для кабельной линии Jэк = 1.4 А/мм2 .

По допустимой нагрузке и по условию нагрева.

(67)

(68)

где К1 – поправочный коэффициент , учитывающий число рядом лежащих кабелей и их взаимный нагрев.

К2 – поправочный коэффициент на температуру земли и воздуха.

Проверяем по потере напряжения.

(69)

где Ip – расчетный ток линии, А;

- длина линии, км;

R0 , X0 – удельное активное и реактивное сопротивление линии;

Cos j , sin j - соответствует коэффициенту мощности предприятия в период максимума нагрузки.

Таблица 14 – Расчетные сечения кабелей.

Вариант схемы л Назначение линии К – во кабелей Длина линий, км Расчет нагрева на 1 кабель Способ прокладки Поправочный оэф. Расчет нагрузки на 1 кабель. Марка кабеля
Ip, A Iмах.р, А
К1 К2 Iдоп, А 1,3*Iдоп А
1 1 ГПП –ТП – 1 2 0,052 42,43 55,159 В траншее 0,9 1 140 182 3*50
2 ГПП –ТП – 2 2 0,153 34,19 44,447 0,9 1 115 149 3*35
3 ГПП –ТП – 3 2 0,514 31,55 41,015 0,9 1 115 149 3*35
4 ГПП –ТП – 4 2 0,621 59,54 77,402 0,9 1 140 182 3*50
5 ГПП –ТП – 5 2 0,375 80,53 104,69 0,9 1 165 214,5 3*70
6 ГПП –ТП – 6 2 0,435 40,38 52,494 0,9 1 140 149 3*35

По допустимой нагрузке и по условию нагрева.

ГПП – ТП – 1: :

ГПП – ТП – 2: :

ГПП – ТП – 3: :

ГПП – ТП – 4: :

ГПП – ТП – 5: :

ГПП – ТП – 6: :

Проверяем по потере напряжения.

ГПП – ТП – 1:

ГПП – ТП – 2:

ГПП – ТП – 3:

ГПП – ТП – 4:

ГПП – ТП – 5:

ГПП – ТП – 6:

Расчет технико – экономических показателей вариантов схем внутреннего электроснабжения.

Для сокращения расчетов исключим из рассмотрения трансформаторы цеховых ТП т.к. одинаковые элементы во всех вариантах.

Потери электроэнергии в линиях.

(70)

(71)

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

(72)

Табл. 15. Технико экономические показатели внутреннего электроснабжения.

Вариант схемы л Назначение линии Марка кабеля Длина линий, км Стоимость 1км линии. Капитальные затраты. jк % Сол, т.р. Rл, Ом DРл, кВт Скл, т.р.
1 1 ГПП –ТП – 1 3*50 0,052 2,85 2,85 6.4 0,08 0,258 0,05 89,04
2 ГПП –ТП – 2 3*35 0,153 2,57 2,57 6.4 0,081 0,443 0,13 231,21
3 ГПП –ТП – 3 3*35 0,514 2,57 2,57 6.4 0,081 0,443 0,46 799,25
4 ГПП –ТП – 4 3*50 0,621 2,85 2,85 6.4 0,08 0,258 0,43 745,98
5 ГПП –ТП – 5 3*70 0,375 3,224 3,224 6.4 0,08 0,258 0,47 814,17
6 ГПП –ТП – 6 3*35 0,435 2,57 2,57 6.4 0,081 0,443 0,61 1060,16

Потери электроэнергии в линиях.

1.

2.

3.

4.

5.

6.

1.

2.

3.

4.

5.

6.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

1.

2.

3.

4.

5.

6.

Табл. 16. Высоковольтные аппараты.

Вариант схемы Номер линии Тип аппарата К-во, шт. Стоимость 1 аппарата, тыс. руб. Капитальные затраты, тыс. руб. jв , % Сов, тыс. руб./год
1 1 ВММ – 10 – 400/10 2 2,65 5,3 9,3 0,5
2 ВММ – 10 – 400/10 2 2,65 5,3 9,3 0,5
3 ВММ – 10 – 400/10 2 2,65 5,3 9,3 0,5
4 ВММ – 10 – 400/10 2 2,65 5,3 9,3 0,5
5 ВММ – 10 – 400/10 2 2,65 5,3 9,3 0,5
6 ВММ – 10 – 400/10 2 2,65 5,3 9,3 0,5

Табл. 17. Трансформаторы

Вариант схемы Тип К - во, шт. Стоимость 1 трансформатора, тыс. руб. Капитальные затраты, тыс. руб. jв , %

Cат,

Т.р.

Сп.т., т.р./г
1 ТМ – 630 5 2,88 34,56 9,3 0,54 5,76

4.4. Экономическая оценка надежности вариантов схем электроснабжения.

При проектировании и эксплуатации электроустановок важным вопросом является оценка составляемых вариантов схем электроснабжения предприятия.

Вопрос об экономической оценке надежности связан с народнохозяйственным ущербом (У), вызываемый аварийным нарушением электроснабжения. С увеличением надежности электроснабжения этот ущерб снижается , но возрастают капитальные затраты.

При параллельном соединении цепей следует иметь в виду , что системы электроснабжения имеют малое значение вероятности отказа и поэтому уже две параллельные линии от разных источников или с разными трассами являются высоконадежными (У = 0). Поэтому в электроснабжении промышленных предприятий в подавляющем большинстве случаев ограничиваются двумя параллельными линиями, состоящими каждая из общепринятых элементов (масляные выключатели, ЛЭП, трансформаторы и т.п.).

4.5. Выбор оптимального варианта схем электроснабжения.

Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения производим путем суммирования приведенных затрат , результат сводим в табл. 16.

Табл. 16. - Сведение сравнения вариантов схем внешнего электроснабжения.

Варианты схем электроснабжения промышленного предприятия. Суммарные технико-экономические показатели, тыс. руб.
К Сэ У
Сеть с ГПП при напряжении 110/10 кВ. 182,51 188,24 338,36
Сеть с ГПП при напряжении 35/10 кВ. 141,09 420,28 494,02

В результате технико – экономических расчетов принимаем схему внешнего электроснабжения завода от системы напряжением 110/10 кВ , с сооружением ГПП 110/10 кВ, и установкой трансформатора ТМ 4000/110.

4.6. Краткое описание принятой схемы электроснабжения.

Внешнее электроснабжение осуществляется от районной подстанции, энергетической системы по двум ЛЭП – выполненной проводами АС – 95 подвешенной на железно-бетонных опорах .

На территории предприятия в близи границы расположена ГПП, которая состоит из ОРУ – 110 кВ, силовых трансформаторов и РУ – 10 кВ.

ОРУ – (открытое распределительное устройство) состоит : из разъединителя типа РЛНД – 2 – 110/1000 , отделителя ОД – 3 – 110 т / 630, короткозамыкателя типа КЗ – 110М.

Оборудование устанавливается на железобетонных фундаментах. Силовые трансформаторы типа ТМ 4000/110 устанавливаются на железобетонных фундаментах, они связаны с РУ 10 кВ , которое принимают наружной установки типа КРУН – 2 – 10


29-04-2015, 04:10


Страницы: 1 2 3 4
Разделы сайта