Электроснабжение завода механоконструкций (стр. 4 из 14)
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:
IР=SР/√3·U·2, (4.4).
IР=85.19 А.
FЭК=IР/jЭК, (4.5).
FЭК=77.45 мм2.
ТMAX<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:
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.
| 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:
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.
| NПОПланУ | 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 |
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.
| 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