151186 (594639), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

Выбор мощности трансформаторов ГПП произвожу по расчётной мощности завода с учётом загрузки их в нормальном и аварийном режимах с учётом допустимой перегрузки в последнем режиме. Мощность трансформаторов должна быть такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринимал бы на себя всю НГ подстанции с учётом аварийной перегрузки.

Мощность трансформатора находим по формуле:

S_ТР=S_Р/1.4, (4.1).

Где 1.4-предельный коэффициент загрузки трансформатора.

Р_Р=32191.31 кВт.

Q_Р=32191.31·0.33=10623.13 квар.

S_Р=33898.84 кВА.

S_ТР=24213.5 кВА.

Принимаю к установке два трансформатора ТДН-110/10 мощностью по 25 МВА [5].

Загрузка трансформаторов в нормальном режиме:

К_З=S_Р/2·S_{Н. ТР. (}4.2).

К_З=0.678;

В послеаварийном режиме:

К_{З АВ}=S_Р/S_{Н ТР} (4.3).

К_{З АВ}=1.36.

Принимаем к установке 2xТДН-25, считая возможным в аварийном режиме отключение потребителей третьей категории и частично потребителей второй категории.

4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП

На ГПП трансформируется энергия, получаемая от ИП, с U=110 кВ на U=10 кВ, на котором происходит распределение электроэнергии по подстанциям и питания ЭП на этом напряжении.

В соответствии с [5] на двух трансформаторных подстанциях U=35-220 кВ применяю схему “Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий", поскольку блочные схемы позволяют наиболее рационально и экономично решить схему ЭСПП. На подстанциях 35-220 кВ блочные схемы применяются для питания как непосредственно от районных сетей, так и от узловых подстанций промышленного предприятия. Схема приведена на рис.4.1

Схема ГПП удовлетворяет следующим условиям:

Обеспечивает надёжность электроснабжения потребителей и переток активной мощности по магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

Учитывает перспективы развития;

Допускает возможность поэтапного расширения;

Учитывает широкое использование элементов автоматики и ПРА.

Р
ис.4.1 Схема "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий".

4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания

Выбор рационального напряжения питания имеет большое значение, т.к величина напряжения влияет на параметры ЛЭП и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а следовательно на размер капитальных вложений, расход цветного металла, на величину потерь электроэнергии и эксплуатационных расходов.

Для питания крупных и особо крупных промышленных предприятий рекомендуется использовать напряжения 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать на средних предприятиях при отсутствии значительного числа электродвигателей на напряжение больше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупном предприятии, где основное напряжение питания 110-220 кВ.

Для внутреннего распределения энергии в настоящее время, как правило, используют напряжение 10 кВ.

Выбор напряжения питания основывается на технико-экономическом сравнении вариантов.

Рассмотрим два варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, приведённых затрат. [6].

Для определения технико-экономических показателей намечаем схему внешнего электроснабжения данного варианта. Аппаратура и оборудование намечаем ориентировочно, исходя из подсчитанной электрической нагрузки промышленного предприятия. Затем определяется стоимость оборудования и другие расходы.

Намечаем два варианта внешнего электроснабжения - 35 и 110 кВ.

В соответствии с намеченным вариантом при заданном напряжении определяем суммарные затраты и эксплуатационные расходы.

Капитальные затраты установленного оборудования линии:

ОРУ 110 кВ с двумя системами шин на ЖБ конструкциях.

К₀=2·14.95=29.9 т. руб. [3].

Линия принимается двухцепной, воздушной с алюминиевыми проводами и ЖБ опорами. Экономическое сечение определяю по экономической плотности тока:

I_Р=S_Р/√3·U·2, (4.4).

I_Р=85.19 А.

F_ЭК=I_Р/j_ЭК, (4.5).

F_ЭК=77.45 мм².

Т_MAX<5000 ч. [2], следовательно j=1.1

Для сталеалюминиевых проводов минимальным сечением по механической прочности является сечение 25 мм², но по условию коронирования при напряжении 110 кВ следует принять сечение 70 мм².

Принимаем сечение F=95 мм², АС-95, r₀=0.314 Ом/км, x=42.9 Ом/км.

Стоимость 1 км двухцепной линии указанного сечения на ЖБ опорах 12.535 т. руб. [3]. Тогда при двух линиях и L=25 км соответственно:

К_Л=2·25·12.535=626.75 т. руб.

В соответствии с нагрузкой завода устанавливается два трансформатора

ТДН-110/10 с мощностью 25 МВА. Паспортные данные трансформатора следующие:

U_К=10.5%; ΔР_ХХ=29 кВт; ΔР_КЗ=120 кВт; К_Т=58.3 т. руб. [7].

К_Т=2·58.3=116.6 т. руб.

К_∑=29.9+626.75+116.6=773.25 т. руб.

Эксплуатационные расходы.

Потери в линиях

ΔР_Л= ( (S_Р/2) ²/U²_Н) /R·L, (4.6).

ΔР_Л=1191.44 кВт.

Потери в двух линиях:

2·ΔР_Л=2382.88 кВт.

Потери в трансформаторе:

Приведённые потери активной мощности при КЗ:

ΔР_{1 КЗ}=ΔР_КЗ+К_ЭК·Q_КЗ, (4.7).

Где К_ЭК=0.06 кВт/квар.

ΔР_{1 КЗ}=120+0.06·0.105·25000=277.5 кВт.

Приведённые потери активной мощности при ХХ:

ΔР_{1 ХХ}= ΔР_ХХ+К_ЭК·Q_ХХ, (4.8).

ΔР_{1 ХХ}=29=0.06·0.0075·25000=40.25 кВт.

Полные потери в трансформаторах:

ΔР_Т=2· (40.25+277.5·0.678²) =350.89 кВт.

Полные потери в линии и трансформаторах:

ΔР_Σ=ΔР_Л+ΔР_Т, (4.9), ΔР_Σ=2382.88+350.89=2733.77 кВт.

Стоимость потерь:

С_П=С₀·ΔР_Σ·Т_MAX, (4.10).

Где С₀=0.8 (коп/кВт·ч) - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии.

С_П=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].

С_{А Л}=37.605 т. руб.

С_{А ПС}=14.65 т. руб.

С_{Σ Л, ПС}=52.255 т. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы.

С_Σ=С_П+ С_{Σ Л, ПС}=10.94+52.255=63.195 т. руб.

Суммарные затраты:

З=С_Σ+0.125·К_Σ=63.195+0.125·773.25=159.85 т. руб.,

Где 0.125-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений ед/год.

Потери электроэнергии:

ΔW=ΔР_Σ·Т_ГОД, (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.

4.4 Выбор местоположения ГПП

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:

X_{0 ГПП}= (ΣР_Рi·X_i) / (ΣР_Рi), (4.13).

Y_{0 ГПП}= (ΣР_Рi·Y_i) / (ΣР_Рi), (4.14).

Где X_i, Y_i-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, м
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	561.8 472.5 393.8 567 425.3 267.8 472.5 756 493.5 525 225.8 47.3 78.8 567

Х_{0 ГПП}=255.5 м, Y_{0 ГПП}=573.1 м.

Из-за невозможности установки ГПП в месте с найденными координатами, устанавливаем ГПП на свободном месте, ближе к ИП (Y_{0 ГПП}=50 м).

5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетей завода

5.1. Выбор схемы распределительных сетей

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.

5.2. Расчёт распределительных сетей завода

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:

U_{Н КАБ}>=U_{Н СЕТИ}, (5.1).

По нагреву расчётным током:

I_{ДЛ. ДОП.} >I_РАБ.1, (5.2).

где I_РАБ.1=I_РАБ/К_П, (5.3).

К_П-корректирующий коэффициент,

К_П=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:

I_{ДЛ. ДОП.} >2·I_РАБ.1, (5.5).

По экономической плотности тока, исходя из расчётного тока и продолжительности использования максимума нагрузок:

S_ЭК=I_Р/j_ЭК, (5.6).

По термической устойчивости кабеля. Производится путём определения наименьшего термически устойчивого сечения:

(5.7).

где I_ПО-установившийся ток трёхфазного КЗ; C=98-для кабелей с алюминиевыми жилами; t_ОТК-время срабатывания защиты; Т_А-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.

Наименование Линии.	Нагрузка			Принятое Сечение, мм2.		IДОП, А.
	SР, кВА.	IР, А.	IАВ, А.
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		3x16		95
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	26.4	52.8		3x16		95
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 1569.8 472.5	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.

Наименование Линии.	Нагрузка				Принятое Сечение, мм2.		IДОП, А.
	SР, кВА.	IР, А.	IАВ, А.
КТП 11-ШРС 1 КТП 11-ШРС 2 КТП 11-ШРС 3 КТП 11-ШРС 4	56.25 146.45 146.45 150.36	82.72 215.4 215.4 221.1	165.44 430.75 430.75 442.2	3x70 2х (3х95) 2х (3х95) 2х (3х95)		190 2х235 2х235 2х235
КТП 11-ШРС 5 КТП 11-ШРС 6 КТП 22-ШРС 7 КТП 25-ШРС 8	199.95 199.95 135.88 75	294 294 199.8 110.3	588.08 588.08 399.6 220.6	2х (3х150) 2х (3х150) 2х (3х95) 3х95		2х310 2х310 2х235 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

Характеристики

Список файлов ВКР