Электроснабжение автомобильного завода

Первый вариант.

Капиталовложения:

разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8];

стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с

алюминиевыми жилами сечением 10x2,5 мм2 Kкк=11300 руб.

Суммарные капиталовложения: К1= Краз+Ккк= 4600+4,8·11300=58840руб.

Амортизационные отчисления согласно [8]:

[pic];

где а — норма амортизационных отчислений, %.

Для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств

до 150 кВ согласно [8] а=9,4%.

[pic]

Ущерб определяем в следующей последовательности.

1. Учтём параметр потока отказов ввода для данного варианта:

?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР;

?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год

где ?вс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в

соответствии с [3], 1/год;

?лэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии напряжением

110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;

?раз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с

[3], 1/год;

?кк=0,234 — параметр потока отказов контрольного кабеля в траншее

длиной 4,8 км в соответствии с [3], 1/год;

?тр=0,01 — параметр потока отказов трансформатора ГПП напряжением 110

кВ в соответствии с [3], 1/год.

2. Среднее время восстановления после отказа одной линии:

[pic], (5.1.4)

где ?i — параметр потока отказов одного элемента системы

электроснабжения, 1/год;

Твi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.

Согласно данным [3] Тв.вс=2,3·10 -3 лет, TB,ЛЭП=0,027·10-3 лет,

ТВ,РАЗ=1,7·10-3 лет, Тв.кк=30·10-3 лет, ТВТР=45·10'3лет, тогда:

[pic]лет.

3. Коэффициент планового простоя одной линии:

КП=1,2·КПi.max,

(5.1.5)

где КПi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,

Кп=1,2·7,7·10-3=9,24·10-3 о.е.

4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:

Ка=?а·Тв (5.1.6)

Ка=0,345·22,094·10-3=7,622·10-3 о.е.

5. Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для

планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:

К2а,1п=0,5·?2а·(К1п)2, при К1п?Т2в;

(5.1.7)

К2а,1п=К2а·(К1п-0,5·Т1в), при К1п?Т2в;

(5.1.8)

К2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10-3)2 =1,473·10-5

о.е.

6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:

Ка(2) = Ка2 + 2·Ка, п, (5.1.9)

Ка(2) =(7,622·10-3 )2 +2·1,473·10 -5=8,756·10 -5 о.е.

7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:

Та=Ка(2) · 8760 (5.1.10)

Та=8,756·10 –5·8760=0,767 ч/год.

8. Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=У'·?w', (5.1.11)

где У'=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска

электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч;

?w',— среднегодовая аварийно недоопущенная

электроэнергия, кВт-ч/год;

[pic]

(5.1.12)

[pic]кВт·ч/год

У=7·5955=41685 руб./год.

Общие затраты:

31=0,12·58840+5530+41685=54275,8 руб./год.

Второй вариант.

Капиталовложения:

выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 Кв=90000 руб. согласно [8];

разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].

Суммарные капиталовложения: К2=Кв+2·Кр=90000+2·4600=99200 руб.

Амортизационные затраты: И2=[pic]руб.

Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул

(5.1.1)-(5.1.12).

?a=?вс+?лэп+2·?раз+?в+?тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;

Тв=[pic]лет;

Kn=l,2·7,7·10 -3=9,24·10 -3 o.e.;

Ка=0,179·4,15·10-3 =7,43·10-4 о.е.;

так как K1 n > Т2В, то

К2а,1п= K 2а·(K1n - 0,5·Т1в)=7,43·10 –4·(9,24·10 -3 - 0,5·4,15·10

-3)=5,323·10 -6 о.е.;

Ка(2)=(7,43·10-4)2+2·5,323·10-6=1,12·10-5 о,е.

Та=1,12-10-5 ·8760=0,098 ч/год;

[pic]кВт·ч/год;

У=7·761=5326 руб./год. Общие затраты:

32=0,12-99200+9324,8+5326=26554,8 руб./год. Результаты ТЭР

сведены в таблицу 6.

Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания

|Вариант|К;, |Иi, |Уi,руб/го|3i, |

| |руб. |руб./год |д |руб./год |

| | | |руб./ГОД | |

|Первый |58840 |5530 |41685 |54275,8 |

|Второй |99200 |9324,8 |5326 |26554,8 |

Выбираем УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты

представлены на рисунке 6.

Блок «линия-трансформатор»

Выключатель

Рисунок 6. Варианты УВН

5.2. Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85.

Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и П категории, то

на ГПП устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна

обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения

повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна

снижать естественного их срока службы.

Так как среднеквадратичная мощность Рср.кв=11053 кВт (согласно пункту

2.2.), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000/110.

На эксплуатационную перегрузку трансформатор проверять не будем, так

как Sср.кв0,9·Ктах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки

К2=К'2=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и

среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8] К2доп=1,4.

К2доп=1,4 > К2=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-2\10000

удовлетворяют условиям выбора.

5.3. Выбор ВЛЭП

Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания,

то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной НЭП.

При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.

В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что

допустимо по условиям окружающей среды.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2],

производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода

проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны.

Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых

назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как

в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и

возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например,

когда одна из линий отключена).

Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия

проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к

коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой

принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.

В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём

условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение,

полученное по условиям проверки.

Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и

более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на

динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим

автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую

стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:

[pic]А (5.3.1)

Принимаем провод сечением F=10 мм2 с допустимым током Iдоп=84 А.

Экономическое сечение провода:

[pic]

(5.3.2)

где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;

jЭ — экономическая плотность тока, А/мм2.

Экономическая плотность тока jЭ для неизолированных алюминиевых

проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до

5000 (Тmax=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.

[pic]

Принимаем провод сечением 70 мм2 с допустимым током IДОП=265А

Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в

зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на

высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП,

а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости

проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой

эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором

возникает общая корона при хорошей погоде:

[pic] (5.3.3)

где d — расчётный диаметр витого провода, см;

Dср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см.

Если Uкр > UH, то сечение провода выбрано верно, в противном случае

необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.

Для принятого ранее сечения 70 мм2 согласно [7] d=11,4 мм=1,14 см; Dcp=5

м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:

[pic]

Uкр= 127 кВ > UH=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки

АС сечением Fp=70 мм2.

«23

Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не

производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих

АПВ линий.

Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется

после расчёта токов короткого замыкания.

Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных

подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и

синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница

отклонений напряжения Vн 110=-5% от номинального, верхняя граница Vв 110

=+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ УВН

ППЭ в любом режиме нагрузки d 110=VB 110 - VH 110=12%-(-5%)=17%. Проверим

потерю напряжения в ЛЭП

[pic] (5.3.4)

где Р, Q — расчётные нагрузки на провода, "МВт, Мвар;

г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины,

Ом/км;

1 — длина проводов, км;

?U% — расчётные потери напряжения, %.

[pic]

Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 70 мм2 с допустимым

током

1ДОП=265 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на

ГБП в ре

жиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.

6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём

электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции

(КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии

электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].

6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения

Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного)

лраектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной

мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического

расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда

нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР

принять Uрац=6 кВ. В интервале 15-40% технико-экономическое сравнение

вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.

Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:

[pic]

(6.1.1)

где SM — полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;

[pic]— полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА. С

использованием данных пункта 2.1 получим, что

[pic][pic]5642 кВА [pic]

Тогда[pic]=[pic]40%

Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upau=6 кВ.

6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения

Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём

расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении

до [pic]1000 В по формулам:

[pic]

(6.2.1)

[pic]

(6.2.2)

[pic]

(6.2.3)

[pic]

(6.2.4)

Пример расчёта для цеха №1:

коэффициент максимума: Км = [pic]

средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену: [pic]кВт;

средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену: [pic]989 кВт;

средняя полная нагрузка этого цеха: [pic]1735 кВА

Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7,

Таблица 7 средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену

| | | | | | | | | |

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |

|№ |РН,кВт |QН,квар| КС| | КМ |РСР,кВ|QCР,ква|SСР,кВА|

|цеха| | | |КИ | |т |р | |

|1 |1724,8 |1196,8 |0,85 |0,7 |1,21 |1425,5|989 |1735 |

|6 кВ|1071 |-514,08|0,85 |0,7 |1,21 |885 |-424,9 |981,7 |

|2 |1365,8 |1299,2 |0,7 |0,7 |1 |1365,8|1299,2 |1885 |

|3 |861,4 |881,6 |0,4 |0,3 |1,33 |647,7 |662,9 |922,8 |

|6 кВ|400 |248 |0,4 |0,3 |1,33 |300,8 |186,5 |353,9 |

|4 |560,4 |633,6 |0,5 |0,4 |1,25 |448,3 |506,9 |676,7 |

|5 |405,6 |375 |0,7 |0,7 |1 |405,6 |375 |552,4 |

|6 |148,6 |189,1 |0,5 |0,4 |1,25 |118,9 |151,3 |552,4 |

|продолжение таблицы№7 |

| | | | | | | | | |

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |

|7 |52,1 |38 |0,4 |0,3 |1,33 |39,2 |28,6 |48,5 |

|8 |121,8 |92,4 |0,5 |0,4 |1,25 |97,4 |73,9 |122,3 |

|9 |176,5 |158,3 |0,5 |0,4 |1,25 |141,2 |126,6 |189,7 |

|10 |785 |947,7 |0,6 |0,5 |1,2 |654 |789,8 |1025,4 |

|6 кВ|780 |374,4 |0,65 |0,6 |1,08 |722,2 |346,7 |801 |

|11 |817,7 |1004,2 |0,6 |0,5 |1,2 |654 |789,6 |1025,4 |

|6кВ |780 |374,4 |0,65 |0,6 |1,08 |722,2 |346,7 |801 |

|12 |307,2 |389 |0,5 |0,4 |1,25 |245,8 |311,2 |396,6 |

|13 |538 |568,8 |0,6 |0,5 |1,2 |448,3 |473,8 |652,3 |

|14 |34,8 |25,3 |0,4 |0,3 |1,33 |26,2 |19 |32,4 |

|15 |62,9 |46,4 |0,4 |0,3 |1,33 |47,3 |34,8 |58,7 |

|16 |74 |51,7 |0,5 |0,4 |1,25 |59,2 |41,46 |72,2 |

|17 |9,8 |5,9 |0,4 |0,3 |1,33 |7,4 |4,4 |8,6 |

|18 |99 |59,4 |0,5 |0,4 |1,25 |79,2 |47,5 |92,4 |

|19 |313,9 |275,2 |0,5 |0,4 |1,25 |251,1 |220,2 |334 |

|20 |336,9 |352,8 |0,6 |0,5 |1,2 |280,8 |294 |406,6 |

|21 |50,5 |50,3 |0,3 |0,2 |1,5 |33,7 |33,5 |47,5 |

|22 |2560 |-1240 |0,8 |0,7 |1,14 |2245,6|-1087,7|2495,2 |

б.З. Размещение БСК в электрической сети предприятия

Согласно [5] для компенсации реактивной мощность используются

только низковольтные БСК (напряжением до 1000 В) при выполнении

следующего условия:

[pic];

где QЭ— реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть

потребителя, квар;

Qсд — реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть

синхронными

двигателями, квар;

Qa — мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.

QЭ+QСД=4259,8+1754,08=6049,88квар>QА=2750,88квар.

Следовательно, будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК

будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК

не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность

нагрузки менее 150 квар (это экономически нецелесообразно). Веилчина

мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению:

[pic];

(6.3.2)

где QMI–мощность реактивной нагрузки итого узла, квар;

QM?–сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.

QКУ=4893,7 квар; QM?=8285,92 квар.

Затем полученные расчётным путём qh округляются до ближайших стандартных

значений БСК Qe; станд, взятых :из [З]. Результаты представлены в таблице

8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблицу 9. В заключении

делаем следующую проверку:

[pic]

(6.3.3)

[pic][pic] Условие (6.3.3) выполняется.

6.4. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

Выбор проводится в следующей последовательности;

1. Определяется тип КТП. Для цехов I и II категории применяются

двухтрансформаторные КТП. Если в цехе имеются ЭП только ??? категории и

общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются

однотрансформаторные КТП.

2. Определяются средние .нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с

учётом БСК

[pic]

3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если Scpi1500 кВА, то рассчитывается плотность

нагрузки: [pic] кВА/м2. Если 0,3>?i>0,2 кВА/м2, то SMAX.ТР=1600 кВА,если же

pi>0,3 кВА/м2, то Smax.TР=2500 кВА.

4. Определяется предварительная мощность трансформаторов ST при условии,

что в цехе установлена одна КТП: Sтi = [pic] , где ?=0,7 при N=2 и

? =0,95 при N=1.

5. Определяется число КТП N ктп и стандартные мощности их

тpaнcфopмaтpoв .ST CT- Если STi1000А Ед=1,6 В/м.

Длина дуги определяется в зависимости от расстояния ’а’ между фазами

проводников в месте КЗ.

[pic]

Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 400 кВА а=60 мм.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5