Дипломная работа: Электроснабжение завода механоконструкций

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:

КЛ=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:

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.

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:

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.

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).

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:

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.

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.

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.

6. Выбор основного оборудования ГПП

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.

6.1. Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ

Выбор короткозамыкателей.

Условия выбора, расчётные и номинальные данные выбранного короткозамыкателя приведены в таблице 6.1.1

Таблица 6.1.1

Выбор короткозамыкателей.

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

Выбор разъединителей.

где t - длительность замыкания (t ³ 0,2 с).

Та =

Выбран РНДЗ - 1-110/3200 У1 с приводом ПДН-1, ПРН - 220.

6.2. Выбор аппаратуры на 10 кВ

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.

Проверка выключателей:

1) UН СЕТИ £ UНОМ

10 кВ= 10 кВ

2) по номинальному току:

IНОМ ³ IРАБ МАХ

3200 > 3072

3) по отключающей способности:

а) IП t £ IОТКЛ НОМ

IП t - действующее значение периодической составляющей тока кз;

IП t = I’’ = 17620 А

IОТКЛ НОМ = 20 кА

17,62 < 20.

б)

iаt - апериодическая составляющая тока кз;

bН - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе bН = 0,1;

t - номинальное время от начала кз до момента расхождения контактов.

t = tКЗ min + tСВ

tКЗ min - минимальное время РЗ (0,01 с);

tСВ - собственное время отключения выключателя (0,08 с)

,

где Та =

<

4) на электродинамическую устойчивость:

а) I // £ IПР СКВ, 17,62 < 52;

б) iУД < iПРСКВ

iУД<

КУД =

iУД =

29,35< 52

Выключатели и разъединители можно не проверять на термическую устойчивость, так как РЗ обеспечивает быстрое отключение кз.

3. Выбор секционного выключателя.

Таблица 6.2.2

Данные секционного выключателя.

Проверка выключателя:

1) UН АП > UНОМ СЕТИ

10 кВ > 10 кВ

2) по номинальному току:

IНОМ ³ IРАБ МАХ

IРАБ МАХ =

SРЭ - мощность получаемая от энергосистемы, IРАБ МАХ = 1500 А;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12