Нижневартовский нефтяной техникум дипломный проект

• Название: Нижневартовский нефтяной техникум дипломный проект
• Дата: 11.04.2023
• Размер: 1.27 Mb.
• Имя файла: Expluatatsia_elektrooborudovania_tsekha_po_remontu_nazemnogo_obo.doc
• Тип: Решение; #1053089
• страница: 4 из 10

Sсм=√57.5²+(53 – 35) ² =60.25 кВА
Рассчитаем и выберем мощность трансформатора.
Sтр=Sсм/n*β (2.38)

где	n	–	количество трансформаторов
	β	–	коэффициент загрузки, для потребителей второй категории принимается β=0.7

Sтр= 60.25/2*0.7=43 кВА
По каталогу выбираем 2-а возможных варианта мощности трансформатора, сводим данные в таблицу 2.10
Таблица 2.10 – Исходные данные трансформаторов

Тип трансформатора	Напряжение КЗ, Uкз, %	Ток КЗ I0, %	Потери, кВт		Стоимость одного тран-ра, руб
			Рхх	Ркз
ТМ – 60/10	4.5	2.8	0.265	1.280	26650
ТМ – 100/10	4.5	2.6	0.365	1.970	30050

Расчёт будет вестись на примере двух трансформаторов ТМ-63/10,

ТМ-100/10

Находим приведенные потери холостого хода
Р’_х.х1=Р_х.х1+К_u.п*Sн1*Iхх1/100 (2.39)
Р’_х.х2=Р_х.х2+К_u.п*Sн2*Iхх2/100 (2.40)

где	Рх.х	–	потери мощности холостого хода, кВт
	Кu.п	–	коэффициент измененных потерь Кu.п=0,1
	Iо	–	ток холостого хода, %

Р’_х.х1=0.265+0,1*60*2.8/100=0.43 кВт
Р’_х.х2=0.365+0.1*100*2.6/100=0.625 кВт
Находим приведенные потери короткого замыкания
Р’_.к.з1=Р_к.з1+К_u.п*S_н1*U_к1/100 (2.41)
Р’_.к.з2=Р_к.з2+К_u.п*S_н2*U_к2/100 (2.42)

где	Рк.	–	потери мощности короткого замыкания, кВт
	Uк	–	напряжение короткого замыкания, %

Р’_.к.з1=1.280+0,1*60*4.5/100=1.55 кВт
Р’_.к.з2=1.970+0.1*100*4.5/100=2.42 кВт

Рассчитаем коэффициент загрузки трансформаторов
Кз1=Sсм/n*Sтр1 (2.43)

Кз2=Sсм/n*Sтр2 (2.44)

где

Sтр

–

мощность выбранного трансформатора, кВт

Кз1=78.2/2*60=0.65

Кз2=78.2/2*100=0.4
Находим полные приведенные потери

Р’_т1=Р’_х.х1+К_з1²*Р’_к.з1 (2.45)

Р’_т2=Р’_х.х2+К_з2²*Р’_к.з2 (2.46)

Р’_т1=0.43+0,65² *1.56=1 кВт
Р’_т2=0.625+0.4²*2.42=1.01 кВт
Определяем потери трансформаторов за год, Wа.тр, кВт

Wа.тр1=Рхх1*n*Тг+1/n*Ркз1(Sр/Sт1)²*τ (2.47)

Wа.тр2=Рхх2*n*Тг+1/n*Ркз2(Sр/Sт2)²*τ (2.48)

где

τ

–

время максимальных потерь, зависимость τ=F(cosf,Тм)=4000 ч время использования максимума нагрузки,Тм=4797 ч

Wа.тр1=0.265*2*6240+1/2*1.280(93.5/60)*4000=3307+6216=9523кВт*ч
Wа.тр2=0.365*2*6240+1/2*1.970(93.5/100)*4000=4555+3444=8000 кВт*ч

Находим стоимость потерь трансформаторов за год, С_n, руб.

С_n1=С_о*Wа.тр1 (2.49)

С_n2=С_о*Wа.тр2 (2.50)

где

Со

–

тариф, руб.

С_n1=1.393*9523=13265 руб.

С_n2=1.393*8000=11144 руб.

аходим стоимость амортизационных отчислений

С_а1=У/100*К1*2 (2.51)

С_а2=У/100*К2*2 (2.52)

где	У	–	процент амортизационных отчислений, У=6.3 %
	К	–	капитальные затраты на количество трансформаторов, руб.

С_а1 =6.3/100*26650*2=3357 руб.

С_а2 =6.3/100*30050*2=3786 руб.
Находим ежегодные эксплуатационные расходы

Сэ1= Сn1+Са1 (2.53)

Сэ2= Сn2+Са2 (2.54)

Сэ1=13265+3358=16623 руб.

Сэ2=11144+3786=14930 руб.
Найдём приведённые затраты, З руб.

З1=Кн*К1+ Сэ1 (2.55)

З2=Кн*К2+ Сэ2 (2.56)

где

Кн

–

нормативный коэффициент экономической эфективностиости, Кн=0.125

З1=0.125*53300+16623=23285руб.

З2=0.125*60100+14930=22442руб.
Найдём срок окупаемости, Ток, лет

Ток=К2-К1/Сэ1-Сэ2 (2.57)

Ток= 60100-53300/16623-14930=4 лет
Проверим оба трансформатора по аварийному перегрузу.

Коэффициент загрузки по аварийному перегрузу равен 1.5

Кз=Sр/Sтр1 (2.58)

Кз=Sр/Sтр2 (2.59)

Кз1=93.5/60=1.56≤1.5- условие не выполняется

Кз2=93.5/100=0.93≤1.5-условие выполняется

Из технико экономического расчёта видно что более экономичный трансформатор ТМ-100/10, поэтому на подстанцию выбираем два трансформатора этого типа.

Полученные данные при расчёте сведены в таблицу 2.11
Таблица 2.11 – Технико-экономический расчёт выбора мощности трансформатора

Вариант	Рх, кВт	Ркз, кВт	I0, %	Uкз, %	К,(1-го тр-ра) тыс.руб	Р’х, кВт	Р’кз, кВт	Рт, кВт	Эа, тыс.кВт	Кδ, тыс.руб	Са, тр-ра/ год	Сn, тр-ра/ год	Сэ, тр-ра/ год
ТМ-60/10	0.265	1.280	2.8	4.5	26650	0.43	1.55	1	9523	53300	3357	13265	16623
ТМ-100/10	0.365	1.970	2.6	4.5	30050	0.625	2.42	1.01	8000	60100	3786	11144	14930

2.9 Выбор конструкции распределительного устройства ВН ТП
Подстанции напряжением 6-10/0.4-0.66 кВ по месту нахождения на территории предприятия делятся следующим образом:

внутрицеховые, расположенные внутри производственных зданий с размещением электрооборудования непосредственно в производственном или отдельном закрытом помещении с выкаткой электрооборудования в цехи;

встроенные, находящиеся в отдельных помещениях, вписанных в контур основного здания, но с выкаткой трансформаторов и выключателей наружу;

пристроенные, т.е. непосредственно премыкающие к основному зданию;

отдельно стоящие на расстоянии от производственных зданий.

В основном широко применяются комплектные трансформаторные подстанции, которые изготавливаются для внутренней и наружной установки.

Камера трансформатора имеет естественную вентиляцию через верхние и нижние проёмы с жалюзи. Трансформаторы установлены в камере так, чтобы без снятия напряжения обеспечивалось удобное и безопасное наблюдение за уровнем масла в маслоуказателе, а также доступ к газовому реле

КТП в зависимости от мощности трансформатора имеют различные аппараты на стороне высшего и низшего напряжений.

На стороне высшего напряжения устанавливаются выключатель нагрузки с предохранителем или разъединитель с предохранителями, на стороне низшего напряжения – блок предохранитель – выключатель типа БПВ, автоматические выключатели типа АВМ.

Для цеха по ремонту наземного оборудования применяется комплектная трансформаторная подстанция КТП наружной установки напряжением 6-10/0.4-0.66 и мощностья 100 кВА.
2.10 Расчет токов короткого замыкания в характерных точках электрической сети
В системе трёхфазного переменного тока могут возникнуть непредусмотренные соединения проводников двух или трёх фаз между собой или на землю, называемые короткими замыканиями.

Это происходит при набрасывании проводника на воздушную линию, при повреждении кабеля, падении повреждённой опоры воздушной линии со всеми проводами на землю, перекрытии фаз животными или птицами, обрыве проводов и т.д.

В точке короткого замыкания сопротивление фаз источника в линии составляет лишь небольшую долю сопротивления нагрузки. Поэтому сила тока в короткозамкнутой цепи немного превышает силу рабочего тока цепи. Наибольшая сила тока короткого замыкания обычно получается при трёхфазном коротком замыкании, поэтому для выбора электрического оборудования определяют силу тока при трёхфазном коротком замыкании.

Увеличение силы тока в цепи приводит к усилению механического воздействия электродинамических сил на электроаппараты и к повышению нагрева токоведущих частей пропорционально квадрату силы тока.

Для вычисления силы токов короткого замыкания составляется расчётная схема, на которую наносятся все данные, необходимы для расчёта, и точки, где следует определить токи короткого замыкания, рисунок 2.2

По расчётной схеме составляется схема замещения, в которой все элементы выражены в виде индуктивных и активных сопротивлений в относительных или именнованых единицах, рисунок 2.3.

В промышленных предприятиях сетях до 1000 В расчёт ведётся в именнованых единицах.

Рассчитаем ток системы.
Ic=Sт/√3*Uc (2.60)

где	Sт	–	номинальная мощность трансформатора, кВа
	Uc	–	номинальное напряжение системы, кВ

Ic=100/1.73*10=5.78 А
Из каталога выбираем наружную ВЛ АС – 3х35 Iдоп=63 А.

Рассчитаем индуктивное сопротивление системы.
Хс’=х0*Lc (2.61)

где	х0	–	индуктивное сопротивление, для ВЛ при отсутствии данных можно принять х0вл=0.4 мОм/м;
	Lc	–	длина воздушной линии, км, Lc=3.

Хс’=0.4*3=1.2 мОм
Рассчитаем активное сопротивление системы.
Rс’=r0*Lc (2.62)

где

r0

–

активное сопротивление, для ВЛ при отсутствии данных можно принять r0вл=3.33 мОм/м.

Rс’=3.33*3=10 мОм
Приведём активное сопротивление к стороне низкого напряжения.
Rс= Rс’*(Uнн/Uвн)²*10³ (2.63)

где	Uнн	–	напряжение на низшей стороне, Uнн=0.4 кВ
	Uвн	–	напряжение на высокой стороне, Uвн=6 кВ