Выбор трансформаторов тока - Электроснабжение блока цехов машиностроительного завода

Таблица 5.4 – Результаты выбора автоматических выключателей [14]

Линия Iр, А I_ра, А Тип выключателя

Тип

расцепителя ^ном.а , I

ном.р, I

уст.р, I

А Л1

(ОЛ к ВРУ1)

218,33 - SystemePact CCВ

Micrologic 6.0

A 250 250 225

Л1 (ввод ВРУ1)

Л2 (ОЛ к ВРУ2)

520,25 - SystemePact АСВ1

Micrologic 6.0

A 630 630 567

Л2 (ввод ВРУ2)

Л3

(ОЛ к ВРУ3) 476,56 - SystemePact АСВ1

Micrologic 6.0

A 630 630 504

Л3 (ввод ВРУ3)

Л4 (ОЛ к ВРУ4)

373,16 - SystemePact АСВ1

Micrologic 6.0

A 400 400 400

Л4 (ввод ВРУ4)

Л5 (ОЛ к ВРУ5)

158,67 317,33 SystemePact АСВ1

Micrologic 6.0

A 400 400 320

Л5 (ввод ВРУ5)

Sp – расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном режиме, В∙А.

Выражение (5.13) справедливо для обмоток, к которым подключаются устройства РЗА. Выражение (5.14) справедливо для обмоток, к которым подключаются устройства учета и измерения, т.к. на данном диапазоне определены метрологические характеристики трансформаторов тока.

Расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном режиме определяется по следующему выражению:

( )

р приб ном22 пр к

S =S +I  r +r , (5.15)

где Sприб– полная мощность, потребляемая приборами, В∙А.

rк – сопротивление контактов, принимаем rк = 0,1 Ом;

rпр – сопротивление проводников цепи измерения, Ом.

Сопротивление соединительных проводов определяется по следующему выражению:

пр l

r ⁼ F , (5.16)

где l – длина соединительных проводников, м. Принимаем l =3 м;

γ – удельная проводимость материала соединительных проводников. Для меди γ = 58 м / (Ом∙мм²);

F – сечение проводников, мм². Принимаем F=2,5 мм² для меди (минимальное допустимое сечение и материал по для вторичных аналоговых цепей согласно ПУЭ).

Определим сопротивление соединительных проводов по выражению (5.16):

пр 3

58 2,5 0,02

r = =

 Ом.

Нагрузки приборов, подключаемых к различным обмоткам трансформаторов тока, представлены в таблицах 5.5, 5.6 .

Произведем выбор трансформаторов тока и контрольно-измерительных кабелей для отходящей радиальной линии по наиболее загруженной фазе обмотки класса точности 0,5 по выражению (5.15):

S =1+5р (0,1+0,02)=4В·А.

Принимаем мощность трансформатора тока равной 5 В∙А. Расчетная нагрузка вторичной цепи согласно (5.14) должна быть не менее:

0,25Sном2=0,25 5 1,25 В А, =  5 4 1,25 В А.

Условие (5.14) соблюдается. Результаты сведены в таблицы 5.5, 5.6.

Таблица 5.5 – Вторичная нагрузка приборов вводных ячеек ТП (0,4кВ)

Прибор Тип прибора Нагрузка фаз, В∙А

А В С

Обмотка класса точности 0,5

Амперметр ЦП-А72 0,5 0,5 0,5

Вольтметр ЦП-А72 - 0,5 -

Счетчик активной и реактивной энергии

Гран-Электро

СС-301 0,5 0,5 0,5

Итого: 1 1,5 1

Таблица 5.6 – Вторичная нагрузка приборов трансформаторов тока отходящей линии ТП (0,4кВ)

Прибор Тип прибора Нагрузка фаз, В∙А

А В С

Обмотка класса точности 0,5

Амперметр ЦП-А72 0,5 0,5 0,5

Счетчик активной и реактивной энергии

Гран-Электро

СС-301 0,5 0,5 0,5

Итого: 1 1 1

Трансформаторы тока в сети до 1 кВ не проверяются по условию термической и электродинамической стойкости. Класс точности трансформаторов тока примем равным 0,5 для подключения счетчиков технического учета (мощность 0,5 В∙А). Выбор трансформаторов тока представим в таблице 5.7.

Таблица 5.7 – Выбор трансформаторов тока для ввода ТП (0,4 кВ)

Условие выбора

Место установки / тип трансформатор тока ТП1

ТНШЛ-0,66-1500/5 0,5FS5 5 В·А У3

ТП2 ТНШЛ-0,66-

2500/5 0,5FS5 5 В·А У3

ТП3

ТНШЛ-0,66-2500/5 0,5FS5 5 В·А У3

ТП4 ТНШЛ-0,66-

1500/5 0,5FS5 5 В·А У3

ном1 ном

U Т U 0,66 кВ > 0,4 кВ 0,66 кВ > 0,4 кВ 0,66 кВ > 0,4 кВ 0,66 кВ > 0,4 кВ

ном1 р

I  I 1500 А >682,09 А 2500 А >894,06 А 2500 А >1039,63 А 1500 А >630,72 А

ном1 ра

I  I 1500 А >1273,1 А 2500 А >2020,73 А 2500 А >2020,73 А 1500 А >1273,1 А

ном2 р

S S 5 В∙А ≥ 4,5 ≥ 1,25 В∙А 5 В∙А ≥ 4,5 ≥ 1,25 В∙А 5 В∙А ≥4,5 ≥ 1,25 В∙А 5 В∙А ≥ 4,5 ≥ 1,25 В∙А

Кбез.пр≥Кбез.тт 10 ≥ 5 10 ≥ 5 10 ≥ 5 10 ≥ 5

Трансформаторы тока, устанавливаемые в нулевых выводах силовых трансформаторов цеховых ТП, выбираются исходя из условия (5.10). Мощность подключаемого устройства РЗА примем равным 0,5 В·А, класс точности равным 0,5. Результаты выбора сведены в таблицу 5.8.

Таблица 5.8 – Выбор трансформаторов тока нулевых выводов ТП

Условие выбора

Место установки / тип трансформатор тока ТП1/

ТНШЛ-0,66-800/5- 10Р10 У3

ТП2 / ТНШЛ-0,66-

1000/5- 10Р10 У3

ТП3/

ТНШЛ-0,66-1200/5- 10Р10 ФУ3

ТП4/

ТНШЛ-0,66-800/5- 10Р10 ФУ3

ном1 ном

U Т U 0,66 кВ > 0,4 кВ 0,66 кВ > 0,4 кВ 0,66 кВ > 0,4 кВ 0,66 кВ > 0,4 кВ

ном1 р

I I 800 А >682,09 А 1000 А >894,06 А 1200 А >1039,63 А 800 А >630,72 А

ном2 р

S S 10 В∙А ≥ 3,5 ≥ 1,25 В∙А 10 В∙А ≥ 3,5 ≥ 1,25

В∙А 10 В∙А ≥ 3,5 ≥ 1,25 В∙А 10 В∙А ≥ 3,5 ≥ 1,25 В∙А

Кбез.пр≥Кбез.тт 10 10 ≥ 5 10 ≥ 5 10 ≥ 5

Согласно условиям (5.10), (5.11) выберем номинальный ток трансформаторов тока административного корпуса:

300209,47А.

Результат выбора трансформатора тока для отходящей линии

административного корпуса приведен в таблице 5.9. Расчетные параметры указаны выше.

Таблица 5.9– Результаты выбора трансформаторов тока ОЛ до 1кВ Линия Iр, А I_ра, А Тип трансформатора

тока ^I^ном.1, А I_ном.2, А

Л1 218,33 - ТНШЛ-0,66 300 5

Л2 520,25 - ТНШЛ-0,66 600 5

Л3 476,56 - ТНШЛ-0,66 500 5

Л4 373,16 - ТНШЛ-0,66 400 5

Л5 158,67 317,33 ТНШЛ-0,66 200 5

Рисунок 5.2 – Схема электроснабжения до 1 кВ от ТП 3

6 ПОСТРОЕНИЕ КАРТОГРАММЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВНОГО ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

При определении мест установки ТП, РП и компенсирующих устройств реактивной мощности необходимо иметь информацию о распределении электрических нагрузок по территории промышленного объекта. С этой целью строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма нагрузок размещается на плане предприятия в виде окружностей, площади которых в определенном масштабе отображают величины электрических нагрузок. При этом центры окружностей совпадают с условными центрами электрических нагрузок соответствующих цехов.

Как правило, строится картограмма активных нагрузок. При этом для каждого i-го цеха расчетная активная нагрузка определяется по следующему выражению:

pi pci poi

P = P +P , (6.1)

где P_pc_i,P_po_i – расчетные активные силовая и осветительная нагрузки i-го цеха.

Для каждого цеха радиус круга находится из условия равенства активной мощности нагрузки площади круга определяется по следующему выражению:

pi i

P =   m r _(6.2)

где m – принятый масштаб картограммы, кВт/мм².

Из выражения (6.2) радиус круга определяется по следующему выражению:

pi .

r P

 m

=  (6.3)

Каждый круг разделяется на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах вычисляется по следующей формуле:

о_i ^po 360

 = Р  . (6.4)

Угол сектора силовой нагрузки в градусах определяется по следующему выражению:

с_i 360 o_i

 =  − . (6.5)

Величины осветительной и силовой нагрузок указываются на картограмме.

Условный центр электрических нагрузок (ЦЭН) находят для определения места размещения РП. Для этого предварительно на план предприятия,

состоящего из п цехов, наносится декартова система координат и определяются координаты X и Y каждой нагрузки Ррi. После этого искомые координаты условного ЦЭН предприятия определяют по следующим формулам:

p ЦЭН 1

p 1

;

i i

i n

i i

P X X





^(6.6)

p ЦЭН 1

p 1 n

i i

i n

i i

P Y Y





^. ^(6.7)

Расположение заводского РП выбирается на генплане предприятия по возможности смещенным от ЦЭН в сторону ИП так, чтобы не было обратных потоков мощности по линиям 10 кВ.

Масштаб картограммы принимаем: m =0, 4 кВт / мм².

Расчетная активная нагрузка административного корпус в соответствии с (6.1):

р1=227,3+34,33=261,63

P кВт.

Радиус круга, соответствующего данной нагрузке, по (6.3):

261,63

14,33 3,14 0, 4

ri = =

 мм.

По формулам (6.4) и (6.5) определяем углы секторов осветительной и силовой нагрузок административного корпуса:

о1

34,33

360 47, 24 ; 261, 63

 =   = 

с1 360 47, 24 312, 76 .

 =  −  = 

Производим аналогичные расчеты для остальных цехов. Результаты сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 – Углы секторов осветительных и силовых нагрузок

№

цеха Название Ррс,

кВт

Рро, кВт

Рр, кВт

r , мм

о, град

c, град 1 Административный корпус 227,3 34,33 261,63 14,43 47,24 312,76 2 Ремонтно-механический цех 94,7 12,87 107,57 9,25 43,07 316,93 3 Кузнечно-прессовый цех 764,24 30,04 794,28 25,15 13,62 346,38 4 Складской корпус 248 6,71 254,7 14,24 9,48 350,52 5 Гальванический цех 941,94 20,03 961,97 27,67 7,50 352,50 6 Сборочный цех 625,79 24,14 649,93 22,75 13,37 346,63 7 Компрессорная 213,4 6,44 219,84 13,23 10,55 349,45 8 Насосная 192,06 6,44 198,59 12,57 11,67 348,33 9 Механический цех 130,8 13,41 144,21 10,72 33,48 326,52

Картограмма электрических нагрузок представлена на генплане предприятия. В таблице 6.2 приведены координаты центров электрических нагрузок цехов, определенные по генплану завода.

Таблица 6.2 – Координаты центров электрических нагрузок цехов предприятия

№

цеха Название Рр,

кВт Xi, м Yi, м Хi∙Рр, кВт∙м

Yi∙Рр, кВт∙м 1 Административный корпус 261,63 99 171 25901,37 44738,73 2 Ремонтно-механический цех 107,57 196 122 21083,72 13123,54 3 Кузнечно-прессовый цех 794,28 121 50 96107,88 39714 4 Складской корпус 254,7 167 57 42534,90 14517,9 5 Гальванический цех 961,97 121 85 116398,37 81767,45

6 Сборочный цех 649,93 56 55 36396,08 35746,15

7 Компрессорная 219,84 138 166 30337,92 36493,44

8 Насосная 198,59 60 166 11915,40 32965,94

9 Механический цех 144,21 56 90 8075,76 12978,9

Сумма 3592,72 - - 388751,40 312046,05

Координаты ЦЭН предприятия по формулам (5.6) и (5.7):

ЦЭН

388751, 4

108, 21 3592, 72

X = = м;

ЦЭН

312046,05

86,86 3592,72

Y = = м.

ЦЭН с соответствующими координатами указан на генплане предприятия. Разместим РП в цехе №5, сместив его от центра электрических нагрузок в сторону источника питания.

7 РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ И РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ. ВЫБОР КАБЕЛЬНО- ПРОВОДНИКОВОЙ ПРОДУКЦИИ ВЫШЕ 1 КВ

Промышленные предприятия в зависимости от установленной мощности электроприемников условно делятся на малые – до 5 МВт, средние – более 5, но менее 75 и крупные – более 75МВт. Питание предприятия от энергосистемы может осуществляться с помощью одного или нескольких пунктов приема электроэнергии (ТП, РП, ЦРП, ГПП, ПГВ) [1, стр. 374-375].

Количество пунктов приема зависит от потребляемой предприятием мощности и от размещения нагрузок на его территории. При относительно компактном размещении нагрузок и отсутствии особых требований к надежности электроснабжения потребителя электроэнергия может быть подведена к одной подстанции или к одному РП. Сами же схемы электроснабжения должны строиться на основе:

• максимально приближения источников высокого напряжения к электроустановкам потребителей (основной принцип, позволяющий уменьшить количество сетевых звеньев и число трансформаций);

• отказа от холодного резерва, под которым понимается полностью смонтированное электрооборудование, но отключенное в нормальном режиме работы системы электроснабжения;

• глубокого секционирования всех звеньев системы электроснабжения, начиная от шин питающих подстанций и электростанций и заканчивая сборными шинами низкого напряжения ТП;

• выбора режима работы (раздельная или параллельная) элементов системы электроснабжения.

К характерным схемам распределительных сетей 6-10кВ системы внутризаводского электроснабжения относят: магистральные радиальные и смешанного типа схемы.

Магистральные схемы позволяют уменьшить количество звеньев коммутации, что является их основным преимуществом. Данные схемы целесообразны при распределенных нагрузках, при упорядоченном, приближающемся к линейному расположению ТП на территории. При формировании данной схемы следует стремиться к тому, чтобы линии от источника питания (ИП) до потребителей были проложены без значительных обратных направлений (наличие перетоков мощности).

Недостатками таких схем являются усложненный конструктив высоковольтного вводного устройства цеховых ТП. Количество

трансформаторов, подключаемых к одной магистрали, обычно не более трех при мощности трансформаторов 1000кВ·А и двух при мощности 1600 кВ·А.

Радиальные схемы применяют в случаях, если нагрузки расположены в разных направлениях от ИП. Они используются для питания крупных сосредоточенных нагрузок. Они могут быть одно- и двухступенчатыми.

Смешанные схемы получили широкое распространение, при которых питание крупных приемников производят по радиальной схеме, а средних и мелких – по магистральной. Такие комбинированные схемы имеют лучшие технико-экономические показатели [1, стр. 416-419].

В соответствии с заданием на проектирование подключение потребителя выполняется к секции 1 и секции 2 шин 10 кВ подстанции 110/10 кВ.

Для приема и распределения электроэнергии на напряжении 10 кВ на заводе предусмотрен распределительный пункт (РП), который комплектуется камерами типа КСО с вакуумными выключателями ВВ/TEL и защитами на базе цифровых устройств. РП питается от подстанции 110/10 кВ по двум кабельным линиям, проложенным в земле.

Распределительная сеть напряжением 10 кВ выполняется кабелями марки АПвП (с алюминиевой жилой с изоляцией из сшитого полиэтилена в полиэтиленовой оболочке), проложенными открыто в воздухе и в кабельных сооружениях. Кабели прокладываются вдоль зданий и проездов с учетом наименьшего их расхода, либо в земле.

Задача разработки схемы электроснабжения и конфигурации распределительной сети многокритериальная. Схема электроснабжения должна с наименьшими затратами обеспечить необходимую надёжность электроснабжения, требуемое качество электроэнергии у электроприёмников, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития.

В проектной практике для разработки рациональной конфигурации схемы электроснабжения применяют повариантный метод, согласно которому намечается несколько вариантов и из них на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший.

Варианты распределительных сетей и схем электроснабжения на напряжение выше 1 кВ приведены на рисунках 7.1 и 7.2, 7.3 и 7.4

Рисунок 7.1 – Схема электроснабжения на генплане завода 1-го варианта

Рисунок 7.2 – Схема электрических соединений на напряжении 10 кВ 1-го варианта

Рисунок 7.3 – Схема электроснабжения на генплане завода 2-го варианта

Рисунок 7.4 – Схема электрических соединений на напряжении 10 кВ 2-го варианта

Данные по компоновке схем электроснабжения для рассматриваемых вариантов приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 – Данные по компоновке схем электроснабжения

№

цеха Название Nт Sном, кВ∙А №ТП Состав ТП 3 Кузнечно-прессовый цех 2 630 ТП1 Т1,Т2

6 Сборочный цех 2 1000 ТП2 Т3, Т4

5 Гальванический цех 2 1000 ТП3 Т5, Т6

8 Насосная 2 630 ТП4 Т7, Т8

При технико-экономическом сравнении выбор целесообразного варианта производить по условию минимума дисконтированных затрат, которые в общем виде определяются по выражению:

З E= н 



K +



И^, ^(7.1)

где K– капиталовложения в оборудование и кабельные линии, руб.;

И – годовые эксплуатационные расходы, руб.;

Eн– нормативный коэффициент эффективности. Согласно [10],

н 0,10.

E =

Капиталовложения в объект проектирования рассчитываются по следующей формуле:

ТП КУ РП Л

К =К +К +К +К , (7.2)

где _К_ТП – капитальные вложения в трансформаторные подстанции, руб.;

ККУ – капитальные вложения в конденсаторные установки, руб.;

КРП – капитальные вложения в ячейки РП, руб.;

КЛ – капитальные вложения в кабельные линии, руб.

Капитальные вложения в трансформаторные подстанции определяется по следующему выражению:

ТП ТП

1 n

i i

К К



^, ^(7.3)

где _К_ТПi – капитальные вложения в i-ю ТП, руб.;

n – количество ТП.

Капитальные вложения в конденсаторные установки определяется по следующему выражению:

КУ КУ 1 n

i i

К К



^, ^(7.4)

где К_КУi – капитальные вложения в i-ю КУ, руб.;

n – количество установок.

Капитальные вложения в ячейки РП определяется согласно следующему выражению:

РП Я

1 n

i i

К К



^, ^(7.5)

где К_Яi – капитальные вложения в i-ю ячейку РП, руб.;

n – количество ячеек.

Капитальные вложения в кабельные линии определяется по следующему выражению:

Л 0

1 n

i i i

К К l



 ^, ^(7.6)

где К_0i – удельная стоимость 1 км i-й кабельной линии, руб / км;

li – протяженность i-й кабельной линии, км;

n – количество кабельных линий.

Годовые эксплуатационные издержки определяются по следующему выражению:

а экс пот

И =И +И +И , (7.7)

где И_а – амортизационные отчисления, руб.;

Иэкс – эксплуатационные расходы, руб.;

Ипот – стоимость годовых потерь электроэнергии, руб.

Амортизационные отчисления определяются по следующему выражению:

а ам

1100

n i

i i

И а К



 ^. ^(7.8)

Эксплуатационные расходы на электрооборудование определяется по следующему выражению:

экс экс

1 100

n i

i i

И а К



 ^, ^(7.9)

где а_эксi – норма эксплуатационных расходов для i-го оборудования, %.

Согласно [10, стр.38] для силового электрооборудования и распределительных устройств напряжением до 150 кВ а_ам =4,4%, а_экс =3,0%для кабельных линий напряжением до 10 кВ с пластмассовой оболочкой а_ам =5,0%,

экс 2,0%

а = .

Стоимость потерь электроэнергии определяется по следующему выражению:

пот β

И =  W , (7.10)

где β – стоимость 1 кВт∙ч потерь электроэнергии;

W – суммарные потери электроэнергии для рассматриваемого варианта схемы электроснабжения, кВт∙ч.

Стоимость 1 кВт∙ч потерь электроэнергии оценивается по среднему тарифу на электроэнергию определяется согласно следующему выражению:

βср

max

a b

=T + , (7.11)

где T_max – годовое время использования максимума нагрузки потребителя, ч.

Суммарные потери электроэнергии определяется по следующему выражению:

Т Л КУ

1 1

n m

i i

i j

W W W W

= =

 =



 +



 +  ^, ^(7.12)

где W_Тi – годовые потери электроэнергии в i-ом трансформаторе, кВт∙ч;

WЛi

 – годовые потери электроэнергии в j-ой кабельной линии, кВт∙ч;

WКУ

 – годовые потери электроэнергии в БНК предприятия, кВт∙ч;

n, m – соответственно количество трансформаторов и кабельных линий.

Величину суммарных годовых потерь активной электроэнергии в ТП с числом трансформаторов NT в общем случае можно определить по выражению (7.13):

Т ХХ В К βT τ

W P T P

 =   +    , (7.13)

где  – время максимальных потерь;

TВ – число часов работы трансформаторов в году, T_В =8760 ч.

Время максимальных потерь можно определить по эмпирической формуле В. В. Кезевича определяется по следующему выражению:

τ 0,124 8760

10000 Tmax

 

= +   . (7.14)

При T_max =4500 ч / год время максимальных потерь составит:

4500 2

τ 0,124 8760 2886,2

10000

 

= +   = ч.

Годовые потери активной электроэнергии в линии электропередачи определяются по следующему выражению:

2 3

Л 3 Р 0 10 τ

W I r l ⁻

 =     , (7.15)

где ro – удельное активное сопротивление линии, Ом / км;

l – длина линии, км.

Годовые потери электроэнергии в установках БНК определяются по следующему выражению:

КУ У НК Р.К

W p Q Т

 =   , (7.16)

где py – удельные потери активной мощности в БНК, py = 0.004 кВт / квар;

ТР.К – число часов работы КУ в год, ТР.К = 5000 ч [1, табл. 8.3].

Находим капитальные вложения в оборудование КТП предприятия согласно [14]. Результаты сводим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 – Капитальные вложения в оборудование КТП предприятия

№

ТП Марка установленных трансформаторов Кол-во тр-ров ^К^ТП, тыс. руб.

1 ТМГ33-630/10-У1 2 22,54

2 ТМГ33-1000/10-У1 2 24,2

3 ТМГ33-1000/10-У1 2 24,2

4 ТМГ33-630/10-У1 2 22,54

Суммарное значение 8 186,96

Капитальные вложения в кабельные линии зависят от величин их расчетных нагрузок. Для кабелей 10 кВ, питающих цеховые ТП, значение постоянной времени нагрева T0 принимается равным 30 мин. При этом коэффициент расчетной нагрузки Kр=1. Тогда расчетные активные и реактивные нагрузки кабельных линий будут определяться следующими выражениями:

рл и ном ро т см ро т

1 N

i i

Р К Р Р Р Р Р Р



 + +  = + +  ^; ^(7.17)

рл и ном ро т нк см ро тΣ нк

φ ,

i i i

Q К Р tg Q Q Q Q Q Q Q



  + +  − = + +  − ^(7.18)

где N – количество однородных групп электроприемников, запитанных через цеховую ТП от рассматриваемой кабельной линии.

Используя значения Pсм, Qсм, Pро и Qро из таблицы 4.5, а значения ΔPт, ΔQт - из таблицы 4.8, составляем расчетную таблицу нагрузок цехов предприятия для рассматриваемых вариантов схем электроснабжения.

Полученные результаты сводим в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 – Расчетная таблица нагрузок п/ст предприятия

№ ТП Рсм, кВт

Qсм, квар

Pрo, кВт

Qрo, кВт

∆Pт, кВт

∆Qт, квар

1 955,3 600,22 39,3 17,42 8,26 45,29

2 881,4 837,44 24,14 7,97 9,24 52,20

3 1389,3 975,67 39,61 13,07 11,82 67,07

4 785 616,83 60,62 20 7,26 39,64

Сумма 4011 3030,16 163,67 58,46 36,59 204,20

На основании данных, приведенных в таблице 7.3, определяем, согласно формулам (7.10) и (7.11); (7.17) и (7.18), cоответственно, значения расчетных нагрузок кабельных линий, питающих РП и цеховые ТП. Результаты сводим в таблицу 7.4.

Пример расчета для линий, питающих РП:

р (0,95 4011 163, 67 36,59) 0, 6 2406, 43

Р =  + +  = кВт;

р (0,95 3030,16 58, 46 204, 2) 0, 6 1884, 79

Q =  + +  = квар;

2 2

р 2406, 43 1884, 79 3056, 68

S = + = кВ∙А.

Таблица 7.4 – Расчетные нагрузки кабельных линий в нормальном режиме

Линия Начало линии Конец линии Длина, м

Ррл, кВт

Qрл, квар

Sрл, кВ∙А Вариант 1

Л1, Л2 п/ст РП 1с, РП 2с 800 2406,43 1884,79 3056,68 Л3, Л4 РП 1с, РП 2с ТП3 30 1717,32 1309,96 2159,90

Л5,Л6 ТП3 ТП4 110 852,88 676,47 1088,58

Л7,Л8 РП 1с, РП 2с ТП1 140 1516,5 1295,37 1994,43

Л9, Л10 ТП1 ТП2 120 914,78 897,61 1281,61

Вариант 2

Л1, Л2 п/ст РП 1с, РП 2с 800 2406,43 1884,79 3056,68 Л3, Л4 РП 1с, РП 2с ТП1 140 601,72 397,76 721,3

Л5,Л6 РП 1с, РП 2с ТП2 190 914,78 897,61 1281,61 Л7,Л8 РП 1с, РП 2с ТП3 30 1717,32 1309,96 2159,90

Л9, Л10 ТП3 ТП4 110 852,88 676,47 1088,58

Определив значения расчетных нагрузок кабельных линий в нормальном режиме работы, выбираем по экономической плотности тока сечения кабелей.

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока выбирают согласно условию (7.19):

рл Э

F I

= j _, (7.19)

где Iрл – расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;

jэ – экономическая плотность тока, А/мм².

Согласно [1], табл. 11.1, при числе часов использования максимума нагрузки в год Tmax = 4500 ч для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена экономическая плотность тока jэ = 1,7 А / мм².

Iрл – расчетный ток линии, А, определяется по следующей формуле:

рл рл

3 ном

I S

=  ^, (7.20)

где 𝑆_рл – расчетная мощность линии.

Далее выбранное сечение кабеля проверяется по допустимому нагреву расчетным током или током послеаварийного режима.

Кабели, питающие цеховые однотрансформаторные подстанции, проверяются по нагреву расчетным током, который определяется по формуле (7.21):

ном н

, 3 I S

=  (7.21)

где I_н – номинальный ток питаемого линией трансформатора.

Sном - номинальная мощность трансформатора;

Кабели, питающие РП и цеховые двухтрансформаторные подстанции, проверяются по нагреву током послеаварийного режима, который определяется по формуле (7.22):

' тп pа

ном

, 3

I S

=  (7.22)

где S_тп^' - расчётная мощность двухтрансформаторной подстанции с учётом пересчитанных потерь мощности в трансформаторах. Пересчёт потерь мощности в трансформаторах производится с учётом увеличения коэффициентов загрузки на двухтрансформаторных подстанциях в 2 раза.

Необходимо, чтобы длительный допустимый ток кабеля с учетом конкретных условий прокладки был не менее расчетного тока, то есть:

p доп

п i , I I

 К (7.23)

где Кп – коэффициент, учитывающий условия прокладки. Примем условия прокладки нормальными, тогда Кп=1.

Сечения жил кабелей, которые в послеаварийных или ремонтных режимах могут работать с перегрузкой, выбираются по условию (7.24):

pа доп

п пер

I , I  К К

 (7.24)

где К_пер – кратность перегрузки, принимается равной К_пер =1, 2 – для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена при прокладке в воздухе,

пер 1,17

К = – при прокладке в земле, согласно [1].

Также выбранный кабель должен соответствовать условию равнопрочности, согласно следующему выражению:

доп н

I  I . (7.25)

Приведём пример выбора сечения жил ТП №2 первого варианта. По выражению (7.20) определим расчетный ток линии в нормальном режиме.

рл

1281,61

74 А.

I = 3 10 =



Далее вычислим сечение жил кабеля по экономической плотности тока по формуле (7.19):

2 Э

74 103,8 мм . F =1,7 =

Таким образом, учитывая требования ТКП 611-2017, выберем кабель АПвП 3x50-15 с сечением жил 50 мм². Аналогично осуществим выбор остальных кабелей. Результаты выбора сведем в таблицу 7.5.

Таблица 7.5 – Выбор кабелей по экономической плотности тока Линия Sрл,

кВ∙А

Iрл,

А Fэ Fпр Марка и сечение кабеля

1 2 3 4 5 6

Вариант 1

Л1, Л2 3056,68 176,48 103,8 95 АПвБП 3х95-15 Л3, Л4 2159,90 124,70 73,35 70 АПвП 3х70-15

Л5,Л6 1088,58 62,85 36,97 35 АПвП 3х35-15 Л7,Л8 1994,43 115,15 67,73 70 АПвП 3х70-15 Л9, Л10 1281,61 73,99 43,53 50 АПвП 3х50-15

Вариант 2

Л1, Л2 3056,68 176,48 103,8 95 АПвБП 3х95-15 Л3, Л4 721,3 41,64 24,5 35 АПвП 3х35-15

Л5,Л6 1281,61 73,99 43,53 35 АПвП 3х35-15 Л7,Л8 2159,90 124,70 73,35 70 АПвП 3х70-15 Л9, Л10 1088,58 62,85 36,97 35 АПвП 3х35-15

Нагрузки линий в нормальном и послеаварийном режиме сведем в таблицу 7.6

Таблица 7.6 – Расчётные нагрузки линий

Линия Sрл, кВ∙А Iрл, А Sра, кВ∙А Iра, А 1-й вариант

Л1, Л2 3056,68 176,48 5094,47 294,13

Л3, Л4 2159,90 124,70 3599,83 207,84

Л5,Л6 1088,58 62,85 1814,30 104,75

Л7,Л8 1994,43 115,15 3324,05 191,91

Л9, Л10 1281,61 73,99 2136,02 123,32

2-й вариант

Л1, Л2 3056,68 176,48 5094,47 294,13

Л3, Л4 721,3 41,64 1202,17 69,41

Л5,Л6 1281,61 73,99 2136,02 123,32

Л7,Л8 2159,90 124,70 3599,83 207,84

Л9, Л10 1088,58 62,85 1814,30 104,75

Проверим по допустимому нагреву кабель Л6 от РП до ТП2 марки АПвП 3x50-15 для первого варианта:

159 А ^104,75 87, 29 1 1, 2 = А

  .

По условию допустимого нагрева проходит. Выбираем кабель марки АПвП 3x35-15 с Iдоп =151 А.

Результаты проверки кабелей по допустимому нагреву занесём в таблицы 7.7. и 7.8.

Таблица 7.7 – Проверка кабелей по допустимому нагреву 1-го варианта

Линия Iрл, А Iра, А

ра п пер

I К К

, А

Сечение кабеля, мм²

Марка и сечение принятого кабеля

Iдоп, А По

экономической плотности

тока

По току аварийного

режима

Л1, Л2 176,48 294,13 251,39 95 120 АПвБП 3х120-10 262 Л3, Л4 124,70 207,84 173,20 70 70 АПвП 3х70-10 196 Л5,Л6 62,85 104,75 87,29 35 35 АПвП 3х35-10 151 Л7,Л8 115,15 191,91 159,93 70 70 АПвП 3х70-10 196 Л9, Л10 73,99 123,32 102,77 50 35 АПвП 3х50-10 159

Таблица 7.8 – Проверка кабелей по допустимому нагреву 2-го варианта

Линия Iрл, А Iра, А

ра п пер

I К К ,

Сечение кабеля, мм²

Марка и сечение принятого

кабеля

Iдоп, А По

экономичес- кой плотности

тока

По току аварийного

режима

Л1, Л2 176,48 294,13 251,39 95 120 АПвБП 3х120-10 262 Л3, Л4 41,64 69,41 57,84 35 35 АПвП 3х35-10 151 Л5,Л6 73,99 123,32 102,77 35 35 АПвП 3х35-10 151 Л7,Л8 124,70 207,84 173,20 70 70 АПвП 3х70-10 196 Л9, Л10 62,85 104,75 87,29 35 35 АПвП 3х35-10 151

Находим капиталовложения в линии в соответствии с выражением (7.6).

Результаты определения капиталовложений в кабельные линии сводим в таблицу 7.9.

Таблица 7.9 – Капитальные вложения в кабельные линии Линия Sрл,

кВ∙А

Iрл, А

Длина, м

Марка и сечение кабеля

К0i, руб. / м

КЛ, тыс.

руб.

1 2 3 4 5 6 7

Вариант 1

Л1, Л2 3056,68 176,48 800 АПвБП 3х120-10 84,4 135,04 Л3, Л4 2159,90 124,70 30 АПвП 3х70-10 46,8 2,81

Л5,Л6 1088,58 62,85 110 АПвП 3х35-10 15,2 3,34 Л7,Л8 1994,43 115,15 140 АПвП 3х70-10 46,8 13,10 Л9, Л10 1281,61 73,99 120 АПвП 3х50-10 30 7,20

Суммарное значение 161,49

Вариант 2

Л1, Л2 3056,68 176,48 800 АПвБП 3х120-10 84,4 135,04 Л3, Л4 721,3 41,64 140 АПвП 3х35-10 15,2 4,26

Л5,Л6 1281,61 73,99 190 АПвП 3х35-10 15,2 5,78 Л7,Л8 2159,90 124,70 30 АПвП 3х70-10 46,8 2,81 Л9, Л10 1088,58 62,85 110 АПвП 3х35-10 15,2 3,34

Суммарное значение 151,22

Ориентировочные стоимости вводных, секционных и линейных камер типа КСО-210 [13] с вакуумными выключателями составляют соответственно

22,9 тыс. руб, 20,8 тыс. руб и 16,8 тыс. руб. Тогда, по формуле (7.5) капитальные вложения составят:

РП1 2 22,9 20,8 4 16,8 133,8

К =  + +  = тыс. руб.;

РП2 2 22,9 20,8 6 16,8 167, 4

К =  + +  = тыс. руб.

Капитальные вложения в проектируемый объект согласно выражению (7.2) для двух вариантов схем электроснабжения, будут следующими:

1 186,96 161, 49 133,8 482, 25

К = + + = тыс. руб.;

2 186,96 151, 22 167, 4 505,58

К = + + = тыс. руб.

Далее можно перейти к определению составляющих годовых эксплуатационных издержек. Амортизационные отчисления для двух вариантов составят:

а1

4, 40 5,00

(186,96 133,8) 161, 49 22,19

100 100

И =  + +  = тыс. руб.;

а2

4, 40 5,00

(186,96 167, 4) 151, 22 23,15

100 100

И =  + +  = тыс. руб.;

Эксплуатационные расходы на электрооборудование составят:

экс1

3,00 2,00

(186,96 133,8) 161, 49 12,85

100 100

И =  + +  = тыс. руб.;

экс2

3,00 2,00

(186,96 167, 4) 151, 22 13,66

100 100

И =  + +  = тыс. руб.;

Расчет потерь энергии в цеховых трансформаторах и кабельных линиях осуществляем по формулам (7.13) и (7.15) соответственно. Результаты расчетов сводим в таблицы 7.10 и 7.11.

Таблица 7.10 – Потери электроэнергии в цеховых трансформаторах

№ цеха

Марка установленных

трансформаторов Nт S^р

WТ

 , кВт∙ч

1 ТМГ33-630/10-У1 2 945,13 27144,58

2 ТМГ33-1000/10-У1 2 1238,8 17402,72

3 ТМГ33-1000/10-У1 2 1440,6 18288,06

4 ТМГ33-630/10-У1 2 873,95 26318,55

Суммарные потери активной э/э в трансформаторах 89153,91

Таблица 7.11 – Потери электроэнергии в кабельных линиях

Линия Iрл, А

Длина,

м Марка и сечение кабеля r⁰, Ом / км

WЛ

 , кВт∙ч Вариант 1

Л1, Л2 176,48 800 АПвБП 3х120-10 0,325 140230,35

Л3, Л4 124,70 30 АПвП 3х70-10 0,568 4588,60

Л5,Л6 62,85 110 АПвП 3х35-10 1,113 8374,83

Л7,Л8 115,15 140 АПвП 3х70-10 0,568 18259,21

Л9, Л10 73,99 120 АПвП 3х50-10 0,822 9351,40

Суммарные потери электроэнергии в кабельных линиях 180804,39 Вариант 2

Л1, Л2 176,48 800 АПвБП 3х120-10 0,325 140230,35

Л3, Л4 41,64 140 АПвП 3х35-10 1,113 4678,67

Л5,Л6 73,99 190 АПвП 3х35-10 1,113 20048,07

Л7,Л8 124,70 30 АПвП 3х70-10 0,568 4588,60

Л9, Л10 62,85 110 АПвП 3х35-10 1,113 8374,83

Суммарные потери электроэнергии в кабельных линиях 177920,51

Суммарные потери активной электроэнергии согласно выражению (7.12) для сравниваемых вариантов схем электроснабжения будут следующими:

1 180804,39 89153,91 269958,3

W = + = кВт∙ч;

2 177920,51 89153,91 267074, 42

W = + = кВт∙ч.

Средний тариф в соответствии с (6.11) составит:

ср

30, 08196 12

β 0,25439 0,335

4500

=  + = руб. / кВт∙ч.

Тогда стоимость годовых потерь электроэнергии по (7.10) составит:

пот1 0,335 269958,3 90,33

И =  = тыс. руб.;

пот2 0,335 267074, 42 89,37

И =  = тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы рассматриваемых вариантов схем электроснабжения в соответствии с (7.7) составят:

1 22,19 12,85 90,33 125,37

И = + + = тыс. руб.;

2 23,15 13, 66 89,37 126,18

И = + + = тыс. руб.

Определим значения приведенных затрат для каждого из вариантов по формуле (7.1):

1 0,10 482, 25 125,37 173, 6

З =  + = тыс. руб.;

2 0,10 505,58 126,18 176, 74

З =  + = тыс. руб.

Следовательно, для дальнейших расчетов принимаем первый вариант схемы электроснабжения, представленный на листе 3 графической части дипломного проекта.

8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕЧЕНИЙ ТОКОВЕДУЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ И ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ВЫШЕ 1 КВ

In document Электроснабжение блока цехов машиностроительного завода (бет 36-59)