Диплом. 1. Электроснабжение деревообрабатывающего завода. 1 Исходные данные
 Скачать 369.72 Kb.
|
После расчета токов произведем выбор оборудования.Установим выключатель-разъединитель В1,В2,В3 и В4. Его параметры сведем в таблицу 3.1. Таблица 3.1 - Характеристики выключателя - разъединителя
ограничители перенапряжений: ОПНп-110/420/56-10 III УХЛ1. Определим капитальные затраты для выбранного оборудования: а) Затраты на выключатели - разъединители В1,В2,В3,В4: КВ1÷В4=4×19,88= 79,532 тыс.у.е. б) Затраты на ЛЭП на двухцепной железобетонной опоре: Куд=13500 у.е./км. КЛЭП=L×Куд=5×13,5=67,5 тыс.у.е. в) Затраты на трансформаторы ГПП: Ктр ГПП=2×53=106 тыс.у.е. г) Затраты на ОПНп: КОПНп=2∙1,01 =2,02 тыс.у.е. Суммарные затраты первого варианта, тыс. у.е, определяются по формуле: КΣ1=КВ1-В4-разъед+КЛЭП +КОПНп+ Кт гпп, (3.5) КΣ1=79,532 +67,5+106+2,02=255,02 тыс.у.е. Суммарные издержки, тыс. у.е., рассчитываются по формуле: SИI=Иа+Ипот+Иэ (3.6) Амортизационные отчисления, тыс у.е., определяются по формуле: Иа: Иа=Еа. К (3.7) Для ВЛ-115 кВ на железобетонных опорах - Еа=0,028. Для распредустройств и подстанций - Еа=0,063. Рассчитаем издержки: а) Издержки на эксплуатацию ЛЭП: Иэкс ЛЭП=0,028×КЛЭП=0,028×67,5=1,89 тыс.у.е. б) Амортизация ЛЭП: Иа ЛЭП=0,028×КЛЭП=0,028×67,5=1,89 тыс.у.е. в) Издержки на эксплуатацию оборудования: Иэкс об=0,03×Коб=5,41 тыс.у.е. г) Амортизация оборудования: Иа об=0,063×Коб=11,36 тыс.у.е. д) Определим издержки на потери электроэнергии, с учетом, что стоимость потерь электроэнергии Со=0,08 тг/кВт. ч: Ипот.=Сo×( Wтргпп+ Wлэп)=0,08×(342973+72161,6)=33,21 тыс.y.e. Суммарные издержки: ИΣ1=Иа+Ипот+Иэ=11,36+1,89+5,41+1,89+33,21=53,76 тыс. у.е., ИΣ1=53,76 тыс.y.e. Приведенные суммарные затраты являющиеся мерой стоимости, определяются по выражению: ЗI=0,12×КΣ1+ ИΣ1=0,12×247,77+53,76=83,49 тыс.у.е., где Е=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложе - ний ЗI, тыс. у.е. 3.2 II Вариант схемы внешнего электроснабжения завода (37 кВ) Для данного варианта электрическая схема внешнего питания представлена на рисунке 3.4. Выбираем электрооборудование по II варианту. Выбираем трансформаторы ГПП: Паспортные данные трансформатора: Тип т -ра-ТДН -16000/37/10,5; Sн, кВА-16000; ΔPхх, кВт-21; ΔPкз, кВт-90; Uкз,%-8; Iхх,%-0,75. Потери мощности в трансформаторах. Потери активной мощности, кВт, определяются по формуле:   Рисунок 3.4 - Второй вариант схемы электроснабжения Потери реактивной мощности, кВАр, определяются по формуле:  Потери энергии в трансформаторах при двухсменном режиме работы составляют Твкл=4000ч , Тмакс=3000ч. Тогда время максимальных потерь, ч, определяются по формуле:  Потери активной энергии в трансформаторах, кВтч, определяется по формуле (3.4): ΔW=2(21∙4000+90∙1575∙0,712)=3109,12 кВтч. Расчет ЛЭП-35 кВ. Полная мощность, проходящая по ЛЭП, кВА, определяется по формуле:  Расчетный ток, проходящий по одной линии, А, вычисляется по формуле:  Ток аварийного режима, А, находится по формуле: Iаb=2×Iр=2×179=358А. По экономической плотности тока определяем сечение проводов, мм2, определяется по формуле:  мм2,где j=1,1 А/мм2 экономическая плотность тока при Тм=3000ч. Принимаем провод АС-150, где r0=0,21 Ом/км, х0= 0,35 Ом/км и Iдоп = 445 А . Проверим по допустимому току в нормальном режиме: а) при расчетном токе: Iдоп=445А>Iр=179 А; б) при аварийном режиме: Iдоп ав=1,3∙Iдоп=1,3∙445=578,5 A>Iав=358 A. Определим потери электроэнергии в ЛЭП-37кВ, кВтч, определим по формуле:  где R=1,05 Ом/км; l= 5 - длина линии, км. Выбираем трансформаторы энергосистемы: Тип т -ра: ТДTН - 40000/110; Sн, кВА-40000; Uвн, кВ-115; Uнн, кВ-38,5; ΔPхх, кВт-43; ΔPкз, кВт-200; Uкз,%-10,5; Iхх,% 0,6. Определим γ1-коэффициент долевого участия завода в мощности трансформатора системы по формуле:  Выбор выключателей, разъединителей и ОПН на стороне U=37 кВ. Перед выбором аппаратов составим схему замещения, как показано на рисунке 3.5 и рассчитаем ток короткого замыкания в о.е.  Рисунок 3.5 - Схема замещения для расчета токов к.з. Найдем параметры схемы замещения: Sб=1000 МВА; Uб=37 кВ.    Определим токи и мощности короткого замыкания по формулам:    Выбираем В1, В2 по аварийному току трансформаторов системы, рассчитанному по формулам:  Выбираем выключатели типа BМУЭ-35Б-25/1250УХЛ1.Его параметры сведем в таблицу 3.2. Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателей В1 и В2 определяется по формуле:  Таблица 3.2 - Параметры выключателя
Найдем ток, проходящий через выключатель В3: IВ3= IАВ/2 =179,39 А Принимаем выключатель BМУЭ-35Б-25/1250УХЛ1. Его параметры сведем в таблицу 3.3. Таблица 3.3 - Параметры выключателя
Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателя В3, определяется по формуле: g3=  Выключатели В4-В5 выбираем как выключатель-разъеденитель. Его параметры сведем в таблицу 3.4. Таблица 3.4 - Характеристики выключателя - разъединителя
Выключатели В6-В7 выбираем по аварийному току завода: Iав.завода=358,8 А Принимаем выключатель С-35М-630-10У1 с параметрами сведенными в таблицу 3.5. Таблица 3.5 - Параметры выключателя
Принимаем ОПНп-35/400/40,5-10УХЛ.1 Определим капитальные затраты для выбранного оборудования: а) Затраты на трансформатор ГПП: Ктр ГПП = 2×37 = 74 тыс.у.е б) Затраты на трансформаторы системы: в) Затраты на выключатели В1 и В2: КВ1,В2 = γ2∙2∙КВ = 2∙0,29∙3,17 =1,82 тыс.у.е. г) Затраты на выключател В3: КВ3= γ3∙КВ = 0,28∙5,54 = 1,58 тыс.у.е. д)Затраты на выключатели: КВ4,В5+ разъед. = 4×КВ = 4×7,61 = 30,44 тыс.у.е. е) Затраты на ЛЭП-37 кВ на двухцепной железобетонной опоре: Клэп = 5∙15,2 = 76 тыс.у.е. ж) Затраты на ОПНп: КОПНп = 2×КОПНп = 2∙0,03 = 0,06 тыс.у.е. Суммарные затраты на оборудование для II варианта, определяются по формуле: КΣ2= Ктр ГПП +КЛЭП 10+КВ4,В5+разъед. +Ктр.сис∙γ1+ КВ1,В2∙γ2+КВ3∙γ3 +КОПНп КΣ2 = 300,86 тыс.у.е. Определим издержки: а) Издержки на эксплуатацию оборудования: Иэкс об = 0,03∙Коб = 6,75 тыс.у.е., б) Амортизация оборудования: Иа об = 0,063∙Коб = 14,17 тыс.у.е. в) Издержки на эксплуатацию ЛЭП: Иэкс ЛЭП = 0,028∙КЛЭП = 2,13 тыс.у.е. г) Амортизация ЛЭП: Иа ЛЭП = 0,028∙КЛЭП = 2,13 тыс.у.е. д) Определим издержки на потери электроэнергии, с учетом, что стоимость потерь электроэнергии Со=0,08 тг/кВт. ч: Ипот.= Сo×(WЛЭП10+ΔW) = 0,08×(310912+319563) = 50,42 тыс.y.e. Суммарные издержки: ИΣ2=Иа+Ипот+Иэ=6,75+14,17+2,13+2,13=75,6 тыс. у.е. Приведенные суммарные затраты: З=0,12∙КΣ2+ ИΣ2=111,7 тыс.у.е. Составим сводную таблицу 3.6 по всем вариантам. Таблица 3.6 - Результаты ТЭР
Вывод: проходит I вариант по минимальным годовым потерям в трансформаторе и ЛЭП. 4. Выбор оборудования напряжением 10 кВ 4.1 Расчет токов короткого замыкания на шинах РП Составим схему замещения для расчета токов к.з., как показано на рисунке 4.1. Найдем параметры схемы замещения: Sб=1000 МВА; Uб=10,5 кВ; Xс= 0,4 о.е..   Рисунок 4.1 - Схема замещения для расчета токов к.з.   Ток короткого замыкания определяется по формуле:  В компрессорной установлено 4 синхронных двигателя типа СДН 14-56-10УЗ со следующими характеристиками:    Выбираем кабель к СД по экономической плотности тока: Fэ =  Принимаем кабель ААШв-10-(3×50),  Расчет минимального сечения кабеля по току к.з. по формуле:  Окончательно принимаем кабель ААШв-10-(3  70), где Iдоп=165 А, x0 = 0,09 Ом/км, r0 = 0,625 Ом/км, l=30м=0,03км.Сопротивление кабельной линии, питающей СД, определяется по формуле:   Ток КЗ от СД, определяется по формулам:    Суммарный ударный ток, определяется по формуле:  Мощность КЗ, определяется по формуле:  4.2 Выбор аппаратуры на напряжение 10 кВ (РП) Выбор вводных выключателей В1÷В2. Определим расчетную мощность по формуле: Sр =  кВАРасчетный ток определяется по формуле: Iр=  Аварийный ток определяется по формуле: Iа=2×Iр=2×627=1254 А Принимаем выключатель BB/TEL-10-1600-25УЗ. Проверим выбранный выключатель, результаты сведем в таблицу 4.1. Выбор секционного выключателя В3. Через секционный выключатель проходит половина мощности, проходящей через вводные выключатели. Следовательно, аварийный ток, проходящий через выключатель: IАВ=627A. Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-25УЗ. Таблица 4.1 - Выбор выключателя BB/TEL-10-1600-25УЗ
Uн=10 кВ Iн=1600 A Iоткл=25 кА Iпред скв = 52 кА  Sкз=432,5 МВ∙АU=10 кВ IАВ=1254 А Iкз=10,4 кА IУД = 26,4 кА 
Проверим выбранный выключатель. Результаты расчета внесем в таблицу 4.2. Таблица 4.2 - Выбор выключателя BB/TEL-10-630-25УЗ
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=25 кА Iпред скв =52 кА  Sкз=432,5 МВ∙АU=10 кВ IАВ=627 А Iкз=10,4 кА IУД = 26,4 кА
Выбор выключателей отходящих линий: 1) Магистраль ГПП-ТП 1-ТП-2-ТП-3.  (4.1) Расчетный ток:  Аварийный ток: Ip=Ia/2=107,7 A Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2. Проверим выбранный выключатель (см. таблица 4.3). Таблица 4.3 - Выбор выключателя
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВIав=215,4 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
2) ГПП-ТП4-ТП5-ТП6. (4.2)  Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2. Проверим выбранный выключатель (см. таблица 4.4). Таблица 4.4 - Выбор выключателя
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВIав=225,4 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
3) Магистраль РП-ТП7-ТП8.   .Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2. Проверим выбранный выключатель, значения сведем в таблицу 4.5. Таблица 4.5 - Выбор выключателя
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВIав=140 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
4) Магистраль РП-ТП9-ТП10-ТП11. (4.3)  Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2. Проверим выбранный выключатель, значения сведем в таблицу 4.6. Таблица 4.6 - Выбор выключателя
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВIав=212 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
5) Выключатели РП-СД.  , Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2. Проверим выбранный выключатель, значения сведем в таблица 4.7. Таблица 4.7 - Выбор выключателя
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВIав=65 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
6) Выключатели к ДСП. РрДСП=SН∙КЗ∙cosφ=5000∙0,85∙0,7=2975 кВт, QрДСП=РрДСП∙tgφ=2975∙0.62=1844,5 кВАр, QВБК=1350 кВАр.  (4.4)  Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2. Проверим выбранный выключатель, значения сведем в таблицу 4.8. Таблица 4.8 - Выбор выключателя
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВIав=178 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
8) Выключатели РУ-ВБК.  , Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2. Проверим выбранный выключатель, значения сведем в таблицу 4.9. Таблица 4.9 - Выбор выключателя
Uн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВIав=33 А Iкз=10,4 кА Iy=26,4 кА
Выбор трансформаторов тока. Условия выбора ТТ: - по напряжению установки: Uном тт  Uном уст-ки;по току: Iном тт Iрасч;по электродинамической стойкости; по вторичной нагрузки: Sн2 Sнагр расч;по термической стойкости: Iт2tт>Bк; по конструкции и классу точности. Трансформаторы тока ввода. На вводах к шинам первой и второй секции и на секционном выключателе примем трансформатор тока ТЛ-6 У3 (Iн = 1500 А; Sн =30 ВА, Uн=6 кВ, Iдин=81 кА, Iдоп .терм.ст.=31,5 кА, tдоп=4 с). Приведем нагрузку трансформатора тока, значения сведем в таблицу 4.10. Таблица 4.10 - Нагрузка трансформатора тока
Сопротивление приборов определяется по формуле:   где Sприб. - мощность, потребляемая приборами, кВА; I2 - вторичный номинальный ток прибора, А. Допустимое сопротивление проводов, определяется по формуле:  Принимаем провод АКРТВ F=2,5 мм2.  R2 = Rприб + Rпров + Rк-тов = 0,26 + 0,056 + 0,1 = 0,416 Ом, S2 = R2 •  = 0,416 ´ 52 = 10,4 ВА.Условия проверки трансформатора тока сведем в таблицу 4.11. Таблиц 4.11 - Условия проверки ТТ ТЛ-6У3
Трансформатор тока на линии ГПП-ТП1-ТП2-ТП3. Выберем нагрузку трансформаторов тока по таблице 4.12. Сопротивление приборов определяется по формуле: Таблица 4.12 -Нагрузка трансформатора тока
 , где Sприб. - мощность, потребляемая приборами, кВА; I2 - вторичный номинальный ток прибора, А. Допустимое сопротивление проводов:   Принимаем провод АКР ТВ F=2,5мм2, тогда:  S2=R2ґ =0,42ґ52=10,5 ВА,R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0.26+0,056+0,1=0,42 Ом. Примем трансформатор тока ТПЛК-10У3, его данные сведем в таблицу 4.13. Таблица 4.13 - Расчет трансформатор тока ТПЛК-6У3
Выбор трансформаторов тока на СД. Значения нагрузки трансформатора тока сведем в таблицу 4.14. Таблица 4.14 - Нагрузка трансформатора тока
    Принимаем провод АКРТВ с сечением F=2,5 мм2.  S2=R2ґ =0,456ґ52=11,4 ВА,R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0,3+0,056+0,1=0,456 Ом. Примем ТПЛК-10У3 с расчетными данными сведенными в таблицу 4.15. Таблица 4.15 - Расчетные величины
Трансформаторы на остальные элементы СЭС: на линии к ТП4-ТП5-ТП6: ТПЛК-10У3; на линии к ТП7-ТП8: ТПЛК-10У3; на линии к ТП9-ТП10-ТП11: ТПЛК-10У3. Для всех элементов СЭС ТА: ТЗЛН-10. Выбор трансформаторов напряжения. Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям: - по напряжению установки: Uном Uуст;по вторичной нагрузки: Sном2 S2расч;по классу точности; по конструкции и схеме соединения. Нагрузка трансформатора напряжения сведем в таблицу 4.16. Таблица 4.16 - Нагрузка трансформатора напряжения
Расчетная вторичная нагрузка:  Принимаем трансформатор напряжения типа НТМК - 10- 66 У3 (таблица 4.17) Таблица 4.17 - Данные трансформатор напряжения типа НТМК
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
