Релейная защита и автоматика общепромышленных предприятий
Содержание
Введение
. Технология феросплавного производств
. Определение расчетных нагрузок цехов по установленной
мощности и коэффициенту спроса
. Определение расчетной нагрузки завода
.1 Собственные нужды
.2 Построение картограммы, определение центра электрических
нагрузок и места расположения ГПП
.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения
.4 Определение рационального напряжения системы внешнего
электроснабжения завода собственных нужд
.5 Выбор сечения провода по условиям экономической
целесообразности
.6 Технико-экономические показатели питающей линии
. Технико-экономические показатели трансформаторов связи с
энергосистемой
. Выбор высоковольтного оборудования
.1 Выбор выключателей
.2 Выбор линии электропередач
. Система внутреннего электроснабжения
.1 Выбор мощности трансформаторов цеховых ТП
.2 Определение расчетных нагрузок в линиях по вариантам
.3 Определение технико-экономических показателей по вариантам
.4 Расчет системы внутреннего электроснабжения для печей 1 и
2 цеха
.5 Расчет токов короткого замыкания
.6 Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и
токоведущих частей
.7 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей
.8 Выбор трансформаторов тока
.9 Выбор шин ГПП
Заключение
Список использованных источников
Введение
Электрификация предприятий имеет важное значение как энергетическая
комплексная механизация и автоматизация технологических процессов. Развитие
электрификации предприятий характеризуется разработкой и созданием новых видов
электрооборудования, как в общепромышленном исполнении, так и взрывозащищенном,
предназначенного для эксплуатации в условиях шахт. Здесь широкое
распространение получила коммутационная аппаратура, скомпонованная в магнитную
станцию, благодаря чему реализуется принцип блочности, обеспечивающий повышение
надежности и мобильности передвижных низковольтных сетей.
Для различных элементов энергосистем номинальными могут быть различные
параметры, в частности: напряжение, ток, мощность. коэффициент мощности,
частота, частота вращения, скольжение температура, ток отключения и т.д. При
работе всех элементов энергосистемы с номинальными параметрами режим
энергосистемы в целом близок к оптимальному. В отдельных случаях с учетом,
например, зависимости КПД элементов от нагрузки можно получить определенный
эффект при работе с параметрами, отличными от номинальных. Однако подобные
условия работы должны иметь тщательное техническое и технико-экономическое
обоснование.
Потребители (приемники) электрической энергии различаются по режиму
работы, назначению, принципиальному исполнению, потребляемой мощности, частоте
потребляемого тока, условиям работы, ответственности (категорийности) и
соответственно по требованием к надежности электроснабжения, а также по
некоторым другим признакам.
В области экономии и эффективного использования электроэнергии особое
значение надо уделять сбору информации об объеме и структуре вырабатываемой и
потребляемой электроэнергии, обследованию энергетической эффективности
эксплуатируемых энергетических объектов и энергетических производств, оценке потенциала
энергосбережения, разработке и внедрению конкретных технических решений и
организационно - технических мероприятий по снижению технологических и
коммерческих потерь энергии.
Вышеприведенными сведениями обусловлена актуальность темы исследования «Релейная
защита и автоматика общепромышленных предприятий».
Исходя из поставленной темы бакалаврской работы, нами была установлена
следующая цель: дать характеристику современному состоянию.
1. Технология феросплавного производства
В крупной 3-х фазной электропечи в качестве проводящей среды между
электродами используется шихта. Шихта - это смесь кокса, металлической руды.
Электроды в этих печах погружены в твердую шахту, по мере проплавления
шихты электроды опускаются, сплав и шлак выпускают периодически. В ходе
производства получается: сплав, шлак, выделяющийся газ.
Ферросплавы служат сырьем для получения стали.
Газ, получающийся при выплавке необходимо отсасывать и очищать.
Руда, поступающая на завод, последовательно проходит через дозировочное
отделение, дробилку и отделение обогащения.
Рабочая часть завода состоит из основного плавильного цеха и
вспомогательных цехов. К вспомогательным цехам относится: склад готовой
продукции, газоочистка, дозировка, ремонто-механический цех и т.д.
Таблица 1.1. Потребители АЗФ и их электрические нагрузки
Наименование отделения и
механизма
|
Кол-во, шт
|
Рн, кВт
|
Робщ, кВт
|
Кисп
|
Рр, кВт
|
tППР,
|
1. Конвеер
|
6
|
90
|
540
|
0,7
|
378
|
240
|
2. Крыша 115
|
3
|
3
|
9
|
0,7
|
6,3
|
240
|
3. Кант. устройство
|
6
|
11
|
66
|
0,7
|
46,2
|
240
|
4. Опрыскиватель
|
6
|
15
|
90
|
0,7
|
63
|
240
|
5. Вентилятор 140
|
3
|
55
|
165
|
0,6
|
115,5
|
240
|
6. Вентилятор 105, 106, РМ
1;4
|
4
|
75
|
300
|
0,6
|
180
|
240
|
7. Вентилятор 108, РМ 2
|
1
|
125
|
125
|
0,6
|
75
|
240
|
8. Лебедка выкатная
|
3
|
15
|
45
|
0,6
|
27
|
240
|
9. Кран-балка
|
3
|
5,5
|
16,5
|
0,4
|
6,6
|
32
|
10. ВУ отсова от контовал.
устройства
|
1
|
110
|
110
|
0,7
|
77
|
32
|
ИТОГО:
|
|
|
1466,5
|
|
975,6
|
|
Шламовая РМ 1. Насос
|
3
|
200
|
600
|
0,6
|
360
|
120
|
2. Задвижки
|
9
|
3
|
27
|
0,4
|
10,8
|
120
|
3. Насос дренажа
|
1
|
11
|
11
|
0,7
|
7,7
|
48
|
4. Эл.калорифер
|
1
|
10
|
10
|
0,6
|
6
|
48
|
5. Кран-балка
|
1
|
5,5
|
5,5
|
0,4
|
2,2
|
32
|
ИТОГО:
|
|
|
653,5
|
|
446,7
|
|
Плавильное отделение:
отм.:0,00; 4,2; 9,6
|
|
|
|
|
|
|
1. П.61 402-403
|
2
|
75
|
150
|
0,9
|
135
|
720
|
2. 402 401, 403. П 64
|
1 2
|
132 75
|
264 75
|
0,9 0,9
|
237,6 67,5
|
720 720
|
3. П 61. 401
|
1
|
160
|
160
|
0,9
|
144
|
720
|
4. Лебедка закатки
|
4
|
22
|
88
|
0,8
|
70,4
|
48
|
5. Дренажный насос
|
2
|
5,5
|
11
|
0,7
|
7,7
|
32
|
Таблица 1.2. Электроосвещение цеха
Наименование объекта
|
Тип освещения
|
Количество светильников
|
Р1со, кВт
|
Робщ, кВт
|
Кисп
|
Потребл. мощ-ность в сутки
|
Потребл. мощ-ность а год,
тыс кВт·г
|
Плав. отдел
|
|
16
|
1
|
16
|
0,9
|
345,6
|
126,1
|
1. отм.0,00
|
ДРЛ
|
12 40
|
0,7 0,4
|
8,4 16
|
0,9 0,9
|
181,4 345,6
|
66,2 126,1
|
2. отм. +4,2
|
ДРЛ
|
10 22 18
|
1,0 0,4 0,25
|
10 8,8 4,5
|
0,9 0,9 0,9
|
216 190,08 97,2
|
78,84 69,4 35,47
|
3. отм. +9,6
|
Л.нак ДРЛ
|
4 36 19 10 26
|
0,2 1 0,7 0,4 0,25
|
0,8 36 13,4 4 6,5
|
0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
|
17,28 777,6 287,28 86,4
140,4
|
6,3 283,82 104,85 31,5
51,24
|
4. отм. + 22,4
|
Л.нак ДРЛ
|
4 6 26 16 6
|
0,2 1 0,7 0,4 0,25
|
0,8 6 18,2 6,4 1,5
|
0,5 0,9 0,9 0,9 0,9
|
9,6 129,6 393,1 138,24 32,4
|
3,5 47,3 143,48 50,45 11,82
|
5. отм. +30
|
Л.нак ДРЛ Л.нак.
|
4 12 8 4
|
1 0,4 1 0,2
|
4 4,8 8 0,8
|
0,9 0,9 0,9 0,9
|
86,4 103,68 172,8 17,28
|
51,5 37,84 63,07 6,3
|
6. отм. +34
|
ДРЛ Л.нак
|
4 16
|
0,25 1
|
1 16
|
0,9 0,9
|
21,6 345,6
|
7,88 126,1
|
7. Разлив. пролет
|
ЛБ-40 ДРЛ
|
18 76 4 16
|
0,04 1 0,7 1
|
0,72 76 2,8 16
|
0,7 0,9 0,9 0,9
|
12,096 1641,6 60,48 345,6
|
4,4 599,18 22,07 126,1
|
8. Печной прол.
|
ДРЛ Л.нак
|
96 6
|
1 1
|
96 6
|
0,9 0,9
|
2073,6 129,6
|
758,9 47,3
|
9. Прилег.тер.
|
ДРЛ лапмы КГ
|
12 14 6 4
|
0,7 0,4 0,25 2
|
8,4 5,6 1,5 8
|
0,5 0,5 0,5 0,5
|
100,8 67,2 18 96
|
36,5 24,52 6,57 35,04
|
10. РМ 1-4
|
ДРЛ Л.нак
|
|
|
|
|
|
|
11. Освещение мостовых кранов
|
Л.накал.
|
31
|
0,5
|
15,5
|
0,5
|
334,8
|
122,2
|
12. Пульт печи
|
ДРЛ
|
20
|
0,02
|
0,4
|
0,9
|
8,64
|
3,16
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.3. Краткая характеристика среды и категории потребителей
электрической энергии
Наименование цеха
|
Категория потребителя
|
Производственная среда
|
1. Цех №6
|
I
|
Активная
|
2. Цех №1
|
I
|
Активная
|
3. Цех подготовки шихты
(ЦПШ) 6
|
II
|
Пыльная
|
4. ЦПШ 1
|
II
|
Пыльная
|
5. Административно-бытовой
корпус
|
III
|
Нормальная
|
6. Газоочистка 6 ц
|
I
|
Хим. активна
|
7. Газоочистка 1 ц
|
I
|
Хим. активна
|
8. Склад готовой продукции
(СГП 6)
|
II
|
Пыльная
|
9. СГП 1
|
II
|
Пыльная
|
10. Дозировочное отделение
1 ц
|
II
|
Пыльная
|
11. Дозировочное отделение
1 ц
|
II
|
Пыльная
|
12. Насосная
|
I
|
Нормальная
|
2. Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и
коэффициенту спроса
Расчетная нагрузка (активная и реактивная) силовых приемников цеха:
;
,
где
- суммарная установленная мощность всех приемников
цеха;
-
средний коэффициент спроса;
-
соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному
значению коэффициента мощности.
Расчетная
нагрузка осветительных приемников цеха:
,
где
- коэффициент спроса для освещения;
Величина
может находится по формуле:
,
где
- удельная нагрузка, Вт/м2 площади пола
цеха;
F - площадь пола
цеха, определяемый по генплану.
Полная
расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха определяется из
соотношения:
.
Приемники
напряжением выше 1000 В ( в нашем случае 6 кВ) цеха учитываются отдельно.
Расчетные активная и реактивная мощности групп приемников выше 1000 В
определяются по формулам, а полная из выражения:
,
,
.
Суммарные
расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 0,38/0,22 кВ и 6 кВ в
целом по заводу определяются суммированием соответствующих нагрузок цехов.
Таблица 2.1. Расчетные нагрузки по цехам завода.
Потребители 0,38/0,22 кВ
|
Наименование потребителя
|
Рн, кВт
|
kс
|
Рр, кВтQp,
кВар
|
|
|
1. №6
|
2000
|
0,6
|
0,6/1,33
|
1200
|
1600
|
2. №1
|
2000
|
0,6
|
0,6/1,33
|
1200
|
1600
|
3. ЦПШ 6
|
500
|
0,6
|
0,75/0,88
|
300
|
264
|
4. ЦПШ 1
|
500
|
0,6
|
0,75/0,88
|
300
|
264
|
5. АБК
|
600
|
0,7
|
0,8/0,75
|
420
|
315
|
6. Газоочистка 6 ц
|
300
|
0,8
|
0,85/0,62
|
240
|
148,8
|
7. Газоочистка 1ц
|
200
|
0,8
|
0,85/0,62
|
160
|
99,2
|
8. СГП 6 цеха
|
1000
|
0,4
|
0,6/1,33
|
400
|
532
|
9. СГП 1 цеха
|
700
|
0,4
|
0,6/1,33
|
280
|
372
|
10. Доз. 6
|
1000
|
0,5
|
0,6/1,33
|
500
|
665
|
11. Доз.1
|
1000
|
0,5
|
0,6/1,33
|
500
|
665
|
12. Насосная
|
400
|
0,75
|
0,8/0,75
|
300
|
225
|
13. ГПП
|
50
|
0,8
|
0,8/0,75
|
40
|
30
|
14. ЦРМО
|
400
|
0,6
|
0,7/1,02
|
240
|
244,8
|
15. Компрессорная
|
200
|
0,5
|
0,7/1,02
|
100
|
108
|
16. ЖДЦ
|
100
|
0,6
|
0,6/1,33
|
60
|
80
|
17. АХЦ
|
100
|
0,6
|
0,6/1,33
|
60
|
80
|
18. УПК 6
|
600
|
0,8
|
0,85/0,62
|
480
|
297,6
|
19. УПК 1
|
600
|
0,8
|
0,85/0,62
|
480
|
297,6
|
Потребители >1000
В
|
1
|
324000
|
0,8
|
0,85/0,62
|
259200
|
304970
|
2
|
198000
|
0,8
|
0,87/0,56
|
158000
|
181080
|
3, 4
|
4500
|
0,7
|
0,8/0,75
|
3150
|
3937,5
|
6,7
|
3000
|
0,8
|
0,75/0,88
|
2400
|
3196,96
|
Итого:
,,,
,,.
Таблица 2.2. Определение расчетных осветительных нагрузок по цехам завода
Потребители
|
F, м2
|
Руд.о, кВт/м2
|
Рп.о., кВт
|
kс.о
|
Рр.о, кВт
|
Рр+Рр.о, кВт
|
Qp.o+Pp.o, кВар
|
Sр, кВА
|
1.
|
11250
|
16
|
180
|
0,9
|
162
|
1362
|
1677,76
|
2161
|
2.
|
11250
|
16
|
180
|
0,9
|
162
|
1362
|
1677,76
|
2161
|
3.
|
7000
|
15
|
105
|
0,8
|
84
|
384
|
304,32
|
489,97
|
4.
|
7000
|
15
|
105
|
0,8
|
84
|
384
|
304,32
|
489,97
|
3. Определение расчетной нагрузки завода
.1 Собственные нужды
Расчетная полная мощность завода определяется по расчетным активным и
реактивным нагрузкам цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории
завода, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП, с учетом
компенсации реактивной мощности.
При компенсации реактивной мощности используем статические конденсаторы,
как экономически целесообразные. Конденсаторы устанавливаем в сетях 0,38 кВ.
Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки:
силовых приемников 0,38 кВ:
,
;
освещение
территории и цехов:
,
;
приемники
6 кВ:
,
.
Приближенно
потери мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП:
, ,
,
,
,
.
Необходимая
мощность компенсирующих устройств по заводу в целом определяется из выражения:
,
где
- среднегодовая активная нагрузка завода,
-
соответствует средневзвешенному естественному коэффициенту мощности за год,
-
соответствует нормативному коэффициенту мощности.
,
где
- действительное годовое число часов работы
потребителей электроэнергии ферросплавного завода,
- число
часов использования активной нагрузки.
,
при
нормативном коэффициенте мощности .
Мощность компенсирующих устройств равна
.
Некомпенсированная
мощность на потребителях 0,4 и 6 кВ.
,
где
- расчетная реактивная мощность завода с учетом
коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки .
,
,
.
В
качестве компенсирующих устройств принимаем батареи статических конденсаторов.
Определяем
потери мощности в них:
,
где
- удельные потери активной мощности, составляющие 0,2
% от .
.
Общая
активная мощность с учетом потерь в компенсирующих устройствах:
,
где
- расчетная активная мощность завода с учетом kр.м..
.
Расчетная
нагрузка на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом компенсирующих устройств равна:
.
Потери
мощности в трансформаторах ГПП:
,
.
Полная
расчетная мощность собственных нужд на стороне высшего напряжения ГПП:
,
.
Определение
расчетных нагрузок цеха. Суммарные активные и реактивные нагрузки равны:
,
.
Потери
мощности в трансформаторах:
,
.
,
Необходимая
мощность компенсирующих устройств для печей:
,
,
,
.
Некомпенсированная
мощность:
,
где
- расчетная реактивная мощность, приходящаяся на
печи, с учетом коэффициента разновременности максимумов kр.м=0,95.
.
В
качестве компенсирующих устройств используем батареи статических конденсаторов.
Потери
активной мощности в компенсирующих устройствах:
,
.
Общая
активная мощность с учетом потерь в КУ:
,
.
Расчетная
мощность с учетом компенсации реактивной мощности равна:
.
Потери
мощности в трансформаторах:
,
.
3.2 Построение картограммы, определение центра электрических нагрузок и
места расположения ГПП
Для определения места расположения ГПП и ТП при проектировании системы
электроснабжения на генеральный план завода наносится картограмма нагрузок,
которая представляет собой окружности, причем площади, ограниченные этими
окружностями, равны расчетным нагрузкам цехов. Центр окружности совпадает с
центром нагрузок цеха.
ГПП располагаем как можно ближе к ЦЭН, так как это позволяет приблизить
высокое напряжение к центру потребления электрической энергии, сократить
протяженность распределительных сетей высокого напряжения завода, уменьшить
протяженность и расход проводникового материала и снизить потери электрической
энергии.
Площадь
круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке цеха :
.
Из
этого выражения радиус окружности равен:
,
где
- мощность i-го цеха,
m - масштаб для
определения площади круга = 0,5 кВт/мм2.
Силовые
нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами или секторами в
круге.
Для
определения места ГПП находим центр электрических нагрузок для полной мощности.
На
генплане наносим оси координат. Координаты ЦЭН завода определяем по формулам:
,
.
где
- координаты центра нагрузок.
Таблица 3.1. Расчетные параметры
№ цеха
|
Sр, кВА
|
, ммα, град, м, м
|
|
|
|
|
|
1
|
2161
|
37,1
|
43
|
925
|
275
|
1998925
|
594275
|
2
|
2161
|
37,1
|
43
|
225
|
275
|
486225
|
594275
|
3
|
489,97
|
17,66
|
79
|
150
|
680
|
73495,5
|
333179,6
|
4
|
489,97
|
17,66
|
79
|
285
|
680
|
139641,45
|
333179,6
|
5
|
580,92
|
19,23
|
39
|
580
|
280
|
336933,6
|
162657,6
|
6
|
344,2
|
14,8
|
68
|
50
|
352805
|
17210
|
7
|
250,1
|
12,62
|
93
|
175
|
50
|
43767,5
|
12505
|
8
|
872,7
|
23,57
|
121
|
925
|
130
|
807247,5
|
113451
|
9
|
674,87
|
20,73
|
151
|
225
|
130
|
151845,75
|
87733,1
|
10
|
884,25
|
23,73
|
34
|
900
|
510
|
795825
|
450967
|
11
|
884,25
|
23,73
|
34
|
225
|
465
|
198956,25
|
411176,2
|
12
|
397,22
|
15,9
|
23
|
900
|
565
|
357498
|
224429
|
13
|
62,78
|
6,32
|
81
|
575
|
350
|
36098,5
|
21973
|
14
|
350,84
|
15
|
11
|
575
|
215
|
201733
|
75430,6
|
15
|
151,88
|
9,83
|
29
|
400
|
365
|
60452
|
55436,2
|
16
|
176,4
|
10,6
|
198
|
100
|
550
|
17640
|
97020
|
17
|
644,81
|
20,67
|
53
|
655
|
600
|
41745
|
91080
|
18
|
654,83
|
20,42
|
52
|
925
|
375
|
605717,76
|
245561,2
|
19
|
654,83
|
20,42
|
52
|
225
|
375
|
147336,75
|
245561,25
|
Итого:
|
12393,81 кВА
|
|
|
|
|
6854188,55
|
4167101,25
|
Для правильных цехов расчет проводят по размещению места для
компенсирующих устройств. Участок продольной компенсации (УПК) размещен
непосредственно около цехов, т.е. по возможности ближе к ним.
.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения
Технико-экономические расчеты при выборе вариантов системы
электроснабжения.
Для выбора рациональной системы электроснабжения завода необходимо
рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование
наиболее целесообразного из них.
В расчете выбирается рациональное напряжение питающих и распределительных
сетей и экономически целесообразное сечение питающих линий.
По каждому из намеченных вариантов определяются экономические показатели:
k - капитальные затраты, ΔЭа - потери электроэнергии,
G - расход цветного металла, Сэ
- ежегодные эксплуатационные расходы, З - годовые расчетные затраты.
Экономическая эффективность каждого варианта определяется по годовым
расчетным затратам из выражения:
З=Сэ+0,125k,
где 0,125 - pn - нормативный коэффициент эффективности капитальных
вложений, соответствующий сроку окупаемости, равному 8 годам, отн. ед./год.
Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения;
где
KЛ -
капитальные затраты на сооружение линии,
КА
- капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры,
КТ
- капитальные затраты на установку силовых трансформаторов.
Годовые
эксплуатационные расходы на систему электроснабжения определяются из выражения:
,
где
СА - стоимость годовых расходов на амортизационные отчисления,
Сп
- стоимость годовых расходов на оплату потерь электроэнергии.
3.4 Определение рационального напряжения системы внешнего
электроснабжения завода собственных нужд
Зная схему питания, передаваемую мощность, стоимость 1 кВт·ч
электроэнергии, конструктивное выполнение линий, расстояние от источника
питания до завода и напряжение на шинах питающей подстанции.
Намечаем следующие варианты напряжений питающих линий системы внешнего
электроснабжения завода.
вариант системы внешнего электроснабжения завода
Электроэнергия передается и распределяется до ГПП завода на напряжение 35
кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.
вариант системы внешнего электроснабжения завода
Электроэнергия от подстанции энергосистемы до ГПП передается напряжением
220 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.
вариант системы внешнего электроснабжения завода
От подстанции энергосистемы передается напряжение 20 кВ. На ГПП
напряжение понижается до 10 и 6 кВ.
Рассмотрим каждый из принятых вариантов.
вариант.
Выключатели
Предварительно выбираем головные выключатели В1 и В2 по номинальным
данным:
,
,
,
.
Рабочее
напряжение схемы питания . Максимальный рабочий ток линии определяется из
условия, что в аварийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку завода,
т.е.:
.
Для
определения мощности, отключаемой выключателями, намечаем расчетную точку
короткого замыкания (к.з.) К-1.
Составляем
схему замещения, для режима трехфазного короткого замыкания в точке К-1 и
определяем параметры схемы замещения в относительных базисных единицах.
Все
сопротивления приводятся к базисной мощности:
.
Сопротивление
системы в относительных базисных единицах:
.
Сопротивление
трехобмоточного трансформатора подстанции энергосистемы в относительных
базисных единицах определяется в следующей последовательности.
Определяем
напряжение к.з. каждой обмотки:
,
,
.
Сопротивление
обмоток трансформатора в относительных базисных единицах:
,
,
.
Сопротивление
обмоток ВН и СН трехобмоточного трансформатора в относительных базисных
единицах:
.
Сопротивление
от источника питания до точки к.з.:
.
Мощность,
отключаемая выключателями (В1 и В2):
.
Ток,
отключаемый выключателями:
.
Выбираем
выключатель ВВУ 35-40/1000 УХЛ1 с номинальными данными:
,
,
,
.
Линии:
Питающие
линии выполняем проводом марки АС
Выбор
сечения провода по техническим условиям
По
нагреву расчетным током:
,
.
По
условиям допустимого нагрева для нормального режима принимаем сечение провода с .
Проверяем выбранное сечение по условиям послеаварийного режима работы:
.
По условиям коронирования проводов, принимаем минимально допустимое сечение .
.
Минимально допустимое сечение по механической прочности .
.
По допустимой потере напряжения:
,
где
- допустимая длина линии, км,
- длина
линии на 1% потери напряжения,
-
допустимая потеря напряжения, %,
-
действительная длина питающей линии, км.
, , .
,
,
т.е.
принятое сечение S=150 мм2 полностью удовлетворяет всем
техническим условиям.
3.5 Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности
. Принимаем несколько стандартных сечений равных и больше найденного по
техническим условиям, т.е. 150; 2*95; 2*120; 3*70; 3*95.
. Находим для этих сечений ежегодные потери электроэнергии (ΔЭлл), расход цветного
металла (Gлл), годовые расчетные затраты (Зл).
Капитальные затраты на линии:
,
где
С - стоимость 1 км воздушной одноцепной линии АС-150 на типовых железо-бетонных
опорах в ненаселенной местности, тыс./км.
Стоимость
расходов на содержание персонала и ремонт одинаковой при всех сечениях линии,
определим ежегодные эксплутационные расходы:
,
где
Спл - стоимость потерь электроэнергии в линиях, тыс./год,
Сал
- стоимость амортизационных отчислений, тыс./год.
Действительные
потери в линии:
,
где
- потери мощности в линии при длительной допустимой
нагрузке, кВт/км,
-
коэффициент загрузки линии,
- длина
линии, км,
-
расчетный ток в линии, А.
Действительные
ежегодные потери электроэнергии в линии:
,
где
- действительное число часов работы завода в год,
час.
Стоимость
ежегодных потерь электроэнергии в линиях:
,
где
- стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, дол/кВт·ч, при
условии, что для завода 1 кВт·ч стоит 2 тенге и курс 1 дол=150 тенге.
Стоимость
амортизационных отчислений:
,
где
- ежегодные амортизационные отчисления для линии =
2,8 % ( на линии 35 кВ на ж/б опорах).
Ежегодные
эксплуатационные расходы составляют:
.
Годовые
расчетные затраты:
.
Расход
цветного металла:
,
где
- вес 1 км провода АС-150, т/км.
l=4,5 км, С0=0,013
дол/кВт·г.
По
величинам Зл1-Зл7 и S1-S7 строим
кривую :
Минимум
годовых расчетных затрат соответствует сечение s=185 мм2.
3.6 Технико-экономические показатели питающей линии
Капитальные затраты
Стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем ВВУ35 с одинарной
системой шин на металлических конструкциях:
.
Стоимость
сооружения двух питающих линий 35 кВ, выполненных на ж/б опорах и проводом
АС-189:
.
Суммарные
капитальные затраты:
.
Эксплуатационные
расходы:
,
,
где
- ежегодные амортизационные отчисления для силового
оборудования и распределительных устройств = 6,3 %,
.
Годовые
расчетные затраты:
.
Потери
электроэнергии:
.
Расход
алюминия:
.
Технико-экономические
показатели трансформаторов связи с энергосистемой
Капитальные
затраты:
Стоимость
двух трансформаторов ТРДИС 25000/35 при наружной установке:
.
Стоимость
двух вводов с разъединителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-35 кВ
на ж/б конструкциях:
Суммарные
капитальные затраты:
Эксплуатационные
расходы. Ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости
электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах и стоимости
амортизационных отчислений на трансформаторы и вводы с короткозамыкателями и
разъединителями.
Приведенные
потери мощности в трансформаторах:
,
где
- приведенные потери активной мощности во время холостого
хода;
,
-
приведенные потери мощности в меди трансформатора.
,
где
- коэффициент загрузки трансформатора,
,
-
коэффициент изменения потерь, составляющий на ГПП у потребителей, питающихся
через три ступени трансформации, 0,12 кВт/кВар,
- потери
(реактивные) холостого хода,
.
Стоимость
потерь электроэнергии в трансформаторах:
.
Стоимость
амортизационных отчислений:
,
где
- ежегодные амортизационные отчисления для силового
оборудования, равный 6,3%.
Суммарные
ежегодные эксплуатационные расходы:
.
Годовые
расчетные затраты:
Потери
электроэнергии:
.
Расчет
цветного металла:
.
вариант:
.
Выключатели
Предварительно
выбираем головные выключатели по номинальным данным:
, .
Максимальный
расчетный ток:
.
.
,
Мощность,
отключаемая выключателем:
.
Ток,
отключаемый выключателем:
.
Выбираем
выключатель типа ВВД220Б 31,5/2000 УХЛ1 с номинальными данными:
, ,
, .
.
Линии
Питающую
линию выполняем проводом АС
Выбор
сечения провода по техническим условиям
.
По нагреву расчетным током:
,
.
По
условиям допустимого нагрева принимаем сечение провода s=240 мм2
с Iдоп=610 А.
Проверяем
выбранное сечение по условию послеаварийного режима работы:
,
,
,
.
.
По условиям коронирования принимаем минимальное сечение s=240
мм2.
.
По условию механической точности принимаем сечение s=240 мм2.
.
По допустимой потере напряжения проверяем сечение s=240 мм2:
,
,
.
Данное
сечение удовлетворяет всем техническим условиям.
Выбор
сечения провода по условиям экономической целесообразности:
.
Принимаем несколько стандартных сечений: 240; 300; 2*150; 3*120.
.
Находим для этих сечений экономические показатели: .
Капитальные
затраты:
.
Ежемесячные,
ежегодные эксплуатационные расходы:
.
Действительные
потери в линии:
,
.
Действительные
ежегодные потери в линии:
.
Стоимость
амортизационных отчислений:
,
где
- ежегодные амортизационные отчисления для линии 220
кВ.
Годовые
расчетные затраты:
,
где
- ежегодные эксплуатационные расходы,
,
.
Расход
цветного металла:
,
где
- вес 1 км провода АС-240.
По
величинам ЗЛ и SТ строим
кривую, экстремум которой соответствует минимуму годовых расчетных затрат:
Минимум
годовых расчетных затрат соответствует сечение s=240 мм2
.6
Технико-экономические показатели питающих линий
Капитальные
затраты
Стоимость
двух камер отходящей линии с выключателями ВВД 220:
.
Стоимость
двух линий с проводом АС-240 на ж/б опорах:
.
Суммарные
капитальные затраты:
.
Эксплуатационные
расходы:
,
где
- коэффициент амортизации отчислений для силового
электрооборудования,
.
Годовые
расчетные затраты:
.
Потери
электроэнергии:
.
Расход
цветного металла:
,
где
g=0,997 т/км - вес 1 км провода АС-240.
4.
Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой
Капитальные
затраты
Стоимость
трансформаторов ТРДН 32000/220 при наружной установке:
.
Стоимость
2-х вводов с выключателями ВВД 220 Б:
Суммарные
капитальные затраты:
.
Эксплуатационные
расходы:
.
Приведенные
потери мощности в трансформаторах:
,
,
,
где
- коэффициент изменения потерь для двух ступеней
трансформации,
-
коэффициент загрузки трансформаторов,
,
.
Стоимость
потерь электроэнергии в трансформаторах:
.
Стоимость
амортизационных отчислений:
.
Суммарные
ежегодные эксплуатационные расходы:
.
Годовые
расчетные затраты:
.
Потери
электроэнергии:
.
Расход
меди:
.
5. Выбор высоковольтного оборудования
.1 Выбор выключателей
Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным данным.
Рабочее напряжение схемы питания Uн=20 кВ.
Максимальный рабочий ток:
.
Согласно
исходной схеме питания составляем схему замещения для режима трехфазного к.з. в
точке k-1 и определяем параметры схемы в относительных
базисных единицах.
.
Сопротивление
системы в относительных базисных единицах:
.
Напряжение
к.з. каждой обмотки:
,
,
.
Сопротивление
обмоток трансформатора:
,
,
.
5.2 Выбор линии электропередач
Питающие линии выполняем проводом АС.
Выбор сечения провода по техническим условиям
. По нагреву расчетным током:
.
.
По
условиям допустимого нагрева прин6имаем сечение s=2·95 мм2.
Допустимый
ток в проводах:
.
Проверка
сечения по условиям послеаварийного режима:
,
,
,
.
.
По условиям коронирования провода принимаем минимально допустимое сечение s=25
мм2.
.
Минимально допустимое сечение по механической прочности s=25
мм2.
.
По допустимой потере напряжения:
,
.
Таким
образом, выбранное сечение удовлетворяет всем техническим проверкам.
Капитальные
затраты:
стоимость
2-х камер отходящей линии с выключателем типа ВВУ20 КРУН-20:
.
Стоимость
сооружений 2-х питающих линий, выполненных проводом марки АС-2х150 на ж/б
опорах в ненаселенной местности:
.
Суммарные
капитальные затраты составляют:
.
Эксплуатационные
расходы:
,
,
.
Годовые
расчетные затраты:
.
Потери
электроэнергии:
.
Расход
цветного металла:
.
Технико-экономические
показатели трансформаторов
Капитальные
затраты:
Стоимость
2-х трансформаторов ТРДН 40000/20/10 при наружной установке:
Стоимость
2-х выводов с выключателями ВВЧ20:
Суммарные
капитальные затраты:
Приведенные
потери мощности:
,
,
,
.
Эксплуатационные
расходы:
.
Стоимость
потерь электроэнергии:
.
Стоимость
амортизационных отчислений:
.
6. Система внутреннего электроснабжения
Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций
Электроэнергия по заводу распределительных подстанций, комплектных
трансформаторных подстанций, установленных в каждом цехе.