При напряжениях 20 кВ и выше наряду с обычной аппаратурой и неизолированной ошиновкой в последнее время стала применяться полностью закрытая аппаратура, заполненная гексафтористой серой. Распределительные устройства на базе такой аппаратуры отличаются весьма малыми габаритами (объем такого РУ в 10—50 раз меньше, чем в случае применения обычной воздушно-фарфоровой изоляции) и отсутствием доступных к прикосновению токоведущих частей.
Помещения РУ, как правило, не имеют окон, что увеличивает их надежность к случайным внешним механическим воздействиям. В РУ предусматривается искусственное освещение, естественная вентиляция и при необходимости электрическое или воздушное отопление.
Достоинствами закрытых РУ перед открытыми являются защита аппаратуры от воздействия наружной среды, от пыли и копоти, от больших колебаний температуры, от солнечной радиации, а также большое удобство обслуживания, исключение возможности проникновения в РУ посторонних людей, большая компактность.
Для установки в РУ-10 кВ рассчитываемого корпуса принимаем комплектно распределительное устройство типа КРУ со следующими паспортными данными.
Таблица 3.11. Паспортные данные КРУ.
№
пп
Параметры
Шкаф выкатного исполнения КМ-1 с маломасляным выключателем
1
2
3
2.1
2.2
4
5
6
Номинальное напряжение
Номинальный ток (А):
Сборных шин
Шкафов
Номинальный ток отключения
Электродинамическая стойкость
Тип выключателя
Тип привода к выключателю
10 кВ
2000
630
20 кА
80 кА
ВКЭ-10
Электромагнитный
Определим ориентировочное напряжение, по формуле:
Uном = 4,34×= 4,34×= 123,02 кВ.
где L = 20 км –длина линии;
Р = 48,96357 МВт –передаваемая по линии активная мощность.
Используя полученный результат принимаем к сравнению 2 варианта: в одном варианте первичное напряжение питающее электрокотельную 110 кВ, в другом 220 кВ.
Критерием выбора оптимального варианта является соответствие варианта техническим требованиям и наименьшее значение полных приведенных затрат:
З = Иi + ЕНКi +У,
где: i = 1, 2 – сравниваемые варианты;
ЕН =0,12– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
К – капиталовложения в электроустановку, т. руб;
У – ущерб (принимается равным нулю, так как варианты имеют одинаковую надежность), т. руб;
И – годовые эксплуатационные расходы, т. руб;
И = ИА + ИП,
где
a – норма амортизационных отчислений
ИПОТ = Сэ ∙ DWГОД, - издержки, вызванные потерями электроэнергии, т.руб/год;
DWГОД – годовые потери электроэнергии, кВт∙ч;
Сэ – средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, руб/кВт∙час.
Сэ = руб/кВт∙час
где: α1 –основная ставка по тарифу;
β – дополнительная ставка по тарифу;
РЗАЯВ – заявленная активная нагрузка;
W ГОД – годовая потребляемая энергия, кВт∙ч;
Вариант 1:U=110 кВ
Расчетная нагрузка SР= 51616.79 кВ А
Выбираем ВЛ на U=110 кВ
Определяем расчетный ток:
Сечение ВЛ выбирается по экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ]
Сечение линии
Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-300 , IДЛИТ= 690 А.
Рассчитываем годовые потери электроэнергии:
1) Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л * t
где DРМАХ Л – потери активной мощности в элементе, кВт;
DРМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10 -3 = 3 ∙ 0,108 ∙ 20 ∙ 270,92 ∙ 2 ∙ 10 -3 = 951,09 кВт
где RO =0,108 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20 км –длина воздушной линии;
n – число линий;
IP = - максимальный расчетный ток.
t = 8000 ч –время максимальных потерь [11].
Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:
DWГОД КЛ= DРМАХ * t = 951,09 ∙ 8000 = 7608720 кВт ∙ ч
2) Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:
DWГОД ТР=
где n –количество трансформаторов;
SPAC – полная расчетная мощность, кВ А;
SНОМ ТР – номинальная мощность трансформатора, кВ А;
ΔРХХ и ΔРК –потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно, кВт [11].
DWГОД ТР= кВт∙ч
Издержки, вызванные потерями электроэнергии:
ИП = Сэ ∙ DWГОД = 0,24 ∙ 10 -3 ∙ (7608720+2397528)=2401,5 т.руб/год
Расчет капиталовложений: К = КЛ + КВА
где Кл – капитальные вложения на сооружение воздушной линий.
КЛ =13,25тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки воздушной линии [11] .
КЛ = КЛ ∙ L ∙ n =13,25 ∙ 20 ∙ 2 = 530 т.руб
КВА – капитальные вложения на сооружение высоковольтного оборудования:
Стоимость сооружения ОРУ-110 кВ: 72 т.руб [11] ;
Стоимость трансформатора 40000/110/6: 164,4 т.руб [11] ;
Стоимость ячейки ОРУ-110 кВ: 76 т.руб [11] .
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 72+164,4 + 76 = 312,4 т.руб
Капиталовложения составят:
К = Кл + КВА =530 + 312,4 = 842,4 т.руб
Определяем годовые амортизационные отчисления. В них входят отчисления на воздушные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на воздушные линии:
САЛ=Кл ∙ Ψл= 530 ∙ 0,028 = 14,84 т.руб
где Кл=530 т. руб – капитальные затраты на линии
ΨЛ=0,028 – норма амортизационных отчислений [11]
Стоимость отчислений на оборудование:
САО=КВА ∙ ΨО=312,4 ∙ 0,088=27,49 т.руб
где КВА =312,4 т.руб – затраты на оборудование;
ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11].
Определяем суммарные затраты на амортизацию:
ИА = САЛ+САО= 14,84+27,49=42,33 т. руб
Определяем суммарные приведенные затраты:
З = ИП + ИА +Ен ∙ К =2401,5+42,33+0,12×842,4=2544,92 т.руб
Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 7.
Вариант 2:U=220 кВ
Расчетная нагрузка SР= 51616,79 кВ А
Выбираем ВЛ на U=220 кВ
Сечение кабеля
Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-240, IДЛИТ= 609 А.
3) Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л ∙ t
DРМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10 -3 = 3 ∙ 0,13 ∙ 20 ∙ 135,52 ∙ 2 ∙ 10 -3 = 286,42кВт,
где RO =0,13 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20км –длина воздушной линии;
IP =135,5 А – максимальный расчетный ток.
t = 8000 ч –в соответствии с [11].
DWГОД Л= DРМАХ ∙ t = 286,42 ∙ 8000 = 2291360 кВт ∙ ч
4) Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:
ИП = Сэ ∙ DWГОД = 0,093 ∙ 10 -3 ∙ (2397528+2291360) = 1125,3 т.руб/год
Расчет капиталовложений: К = Кл + КВА
КЛ=16,4 тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки ВЛ[11] .
Кл= КЛ ∙ L ∙ n =16,4 ∙ 20 ∙ 2 = 656 т.руб
Стоимость сооружения ОРУ-220 Кв: 108 т.руб [11] ;
Стоимость трансформатора 40000/220/6: 378 т.руб [11] ;
Стоимость ячейки ОРУ-220 Кв: 152 т.руб [11] .
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 108+152+378 = 638 т.руб
К = Кл + КВА = 656 + 638 = 1294 т.руб
Определяем годовые амортизационные отчисления.
В них входят отчисления на кабельные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на кабельные линии:
САЛ=Кл ∙ Ψвл= 656 ∙ 0,028 = 18,4 т.руб
где Кл=656 т. руб – капитальные затраты на линии
ΨЛ=0,028– норма амортизационных отчислений [11]
САО=КВА ∙ ΨО= 638 ∙ 0,088=56,14 т.руб
где КВА = 638 т.руб – затраты на оборудование;
ИА = САЛ+САО= 18,4 + 56,14 =74,54 т. руб
З = ИП + ИА +Ен ∙ К =1125,3 +74,54 + 0,12 ∙ 1294 =1355,12 т.руб
Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 3.12.
Таблица 3.12. Технико-экономические показатели
Статьи затрат
Стоимость затрат, тыс.руб
U = 110 кВ
U = 220 кВ
Капитальные вложения в систему электроснабжения
842,4
1294
Стоимость потерь за год
2401,5
1125,3
Затраты на амортизацию
42,33
74,54
Эксплуатационные расходы
2443,83
1199,84
Приведенные затраты
2544,92
1355,12
При анализе технико-экономических показателей двух вариантов, видно, что в варианте с напряжением 110 кВ приведенные затраты больше на 46,75%. Поэтому первичное напряжение питающее береговую насосную станцию принимаем равным 220 кВ.
3.6.2 Выбор схемы электроснабжения
На основании технико-экономического сравнения вариантов и расчета электрических нагрузок на электрокотельной к установке принимаются два двухобмоточных трансформатора ТДТН – 220/6 мощностью 40 МВА. Для поддержания требуемого уровня напряжения на шинах 6 кВ, трансформаторы принимаются со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой. Надежность питания проектируемой подстанции обеспечивается питанием ее от двух независимых источников. На напряжение 6 кВ предусматривается схема с одной секционированной системой сборных шин.
Нейтралью называется совокупность соединенных между собой нейтральных точек трансформаторов или генераторов и проводников, присоединенных к заземляющему устройству непосредственно или через малое или большое сопротивление.
Согласно ПУЭ сети напряжением 220 кВ выполняются с глухозаземленной нейтралью. Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (трансформаторы тока и др.). Электроустановки, работающие в этих системах, имеют большие токи замыкания на землю, поскольку поврежденная фаза оказывается короткозамкнутой на землю через нейтраль.
Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 220 кВ и выше объясняется следующими факторами:
- стабилизируется напряжение фаз по отношению к земле и в связи с этим уменьшается перенапряжение;
- снижается стоимость изоляции;
- повышается надежность работы сетей с глухозаземленной нейтралью, так как поврежденный участок немедленно отключается;
- уменьшается количество простоев из-за перебоев в электроснабжении, так как большинство замыканий после отключения самоустраняются, поэтому в этих сетях наиболее эффективно применение автоматического повторного включения (АПВ).
Сети напряжением 6 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Они обладают малыми токами замыкания на землю. Изолированной нейтралью называется нейтраль, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная через аппараты, компенсирующие емкостной ток в сети, трансформаторы напряжения и другие аппараты, имеющие большое сопротивление.
Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 6 кВ объясняется следующими факторами:
- в нормальном режиме работы напряжение фаз на зажимах установок относительно земли симметричны и численно равны фазному напряжению, а геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю. При однофазном замыкании на землю одной из фаз междуфазное напряжение остается неизменным по значению и сдвинутыми на угол , а напряжение других фаз по отношению к земле увеличиваются в раза, вследствие чего изменяются и емкостные токи. Благодаря этому питание потребителей включенных в междуфазное напряжение, не нарушается, и они продолжают работать нормально. Это обеспечивает возможность сохранять в работе линию с замыканием на землю в течение некоторого времени, достаточного для отыскания места повреждения и включения резерва;
- снижается стоимость заземляющих устройств;
- уменьшается на число трансформаторов тока и сокращается количество защитных реле, по сравнению с сетями с глухозаземленной нейтралью.
При выборе режима роботы нейтрали в установках до 1000 В руководствуются соображениями экономики, надежности и электробезопасности.
Для рассматриваемого предприятия выбираем в электроустановках до 1000 В систему с глухозаземленной нейтралью. Она более целесообразна при сильно разветвленной сети.
Главное преимущество системы с глухозаземленной нейтралью заключается в том, что при прикосновении человека к находящемуся под напряжением проводнику одной фазы он подвергается воздействию лишь части фазного напряжения источника. Таким образом, системы с глухозаземленной нейтралью более электробезопасны, по сравнению с системами с изолированной нейтралью.
К недостаткам системы с глухозаземленной нейтралью относится дороговизна исполнения, по сравнению с системой с изолированной нейтралью, а так же установки с изолированной нейтралью более надежны, так как при коротком замыкании они не требуют немедленного отключения.
3.7 РАСЧЕТ ПИТАЮЩИХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
3.7.1 Выбор проводников напряжением выше 1000 В
Выбор экономически целесообразного сечения проводников выше 1000 В выполняют, согласно [1] по экономической плотности тока и производит проверку по условию нагрева проводников в длительном режиме работы.
В зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки экономическая плотность находится по формуле:
где IР - расчетный ток, А;
jЭ - экономическая плотность тока, А/мм2 .
1.Выбор проводников для электрокотла мощностью 10000 кВт :
Номинальный ток двигателя: I НОМ = 962 А;
Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год
Экономическая плотность тока: jЭ =1,2 А/мм2 [1]
Экономически целесообразное сечение кабеля:
= 801,7 мм2
Выбираем кабель ААГУ-6 кВ 3(3х150) – [1].
Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 3∙330=990 А. [1].
Проверка по условию нагрева:
IДЛ. ДОП. ≥ I НОМ
990А > 962 А
2.Выбор проводников для высоковольтных асинхронных двигателей мощностью 315 кВт:
Номинальный ток двигателя Iном = 38 А.
Число часов использования максимума нагрузки: ТMAC > 5000 час/год.
Экономическая плотность тока: j'= 1,2 А/мм2.
S'=мм2
Выбираем кабель АААГУ-6 кВ (3´35). [1].
Допустимый ток кабеля: Iдоп= 115 А. [1] .
Iдл. доп.³ Iном.
115 А > 31,7А.
3. Выбор проводников до трансформаторов КТП:
где SРАС = 112 кВ А –расчетная нагрузка из таблицы 2.2.
Экономическая плотность тока: jЭ = 1,2 А/мм2 [1]
= 9,02мм2
Выбираем кабель ААГУ – 6 кВ (3х10) [1].
Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 65 А. [1].
4. Выбор проводников от ТЭЦ-11 до трансформаторов электрокотельной:
Iрас=А,
где SРАС = 51616,79 кВА –расчетная нагрузка подстанции.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17
