- •Часть 1
- •1 Содержание расчетно-пояснительной записки
- •2 Указания по выполнению разделов расчетно-пояснительной записки
- •1000 В с учетом мощности компенсирующих устройств
- •Мощность и ток, отключаемые выключателями
- •Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях
- •Кабельные линии
- •3 Графическая часть курсового проекта
- •Список использованных источников
Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях
Спл = Со . Ал,, (58)
где Со - стоимость 1 кВт-ч электроэнергии (см.задание).
Стоимость амортизационных отчислений
Сал + Сав = л Кл +в Кв , (59)
где л , в - норма ежегодных амортизационных отчислений для линий и выключателей, соответственно, % /6, с.68/.
Расчет технико-экономических показателей трансформаторов связи с энергосистемой
а) Капитальные затраты.
Стоимость двух трансформаторов при наружной установке /4, с.132-139/
Кт = 2 Кот , (60)
Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, устанавливаемых в открытом распределительном устройстве (ОРУ)
Кок = 2 Коок , (61)
Здесь Кот и Коок - единичная стоимость трансформатора и одного ввода с отделителем и короткозамыкателем, соответственно,т.р.
Суммарные капитальные затраты
К = Кт + Кок , (62)
б) Эксплуатационные расходы.
Сэ = Спт + Сат+ Саок , (63)
где Спт - стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, т.р.;
Сат и Саок - стоимость амортизационных отчислений от Кт и Кок , соответственно, т.р.
Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют
Р’т =2 (Р’хх + Кз2 Р’к.з ), (64)
где Р’хх и Р’к.з - приведенные потери активной мощности трансформатора при холостом ходе и коротком замыкании, соответственно, учитывающие потери активной мощности как в самом трансформаторе, так и создаваемые им в элементах всей системы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором, кВт.
Р’хх =Рхх + Кип Qхх = Рхх + Кип Sт.ном Ixx % / 100, (65)
Р’к.з =Рк.з. + Кип Qк.з = Рк.з + Кип Sт.ном Uк.з % / 100, (66)
Здесь Кип - коэффициент изменения потерь, изменяющийся в пределах от 0,02 до 0,12 /3, т.1, с.315/.
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах связи
Cпт = 2 С0 (Р’хх Твкл + Кз2 Р’к.з ), (67)
где Твкл - время включения трансформатора под напряжение, принимаемое обычно равным 8760 часов.
Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы
Сэ = Спт +тКт + окКок , (68)
2.4.2 Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внутреннего электроснабжения
Для выбора рациональной системы внутреннего электроснабжения необходимо:
1) с учетом картограммы нагрузок, расположения цеховых трансформаторных подстанций и низковольтных распределительных устройств наметить схемы внутреннего электроснабжения. Они могут быть радиальными, магистральными или смешанными в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой бесперебойности питания и других факторов;
2) для рассматриваемых схем внутреннего электроснабжения намечаются рациональные напряжения распределительных сетей. Следует рассматривать не более двух вариантов по напряжению с учетом решений, принятых для системы внешнего электроснабжения;
3) для рассматриваемых схем определить технико-экономические показатели.
В целях уменьшения объема расчетов в курсовом проекте допускается выбирать сечение распределительных сетей только по техническим условиям, т.е. по допустимой нагрузке с учетом допустимых перегрузок и потере напряжения для наиболее длинных и загруженных линий.
Учитывая, что при двух-трех сравниваемых схемах в двух-трех вариантах номинального напряжения количество вариантов распределительной сети велико, целесообразно ввести такое упрощение: первоначально сравнить намеченные схемы при номинальном напряжении 10 кВ. Предварительный выбор именно этого напряжения обусловлен тем, что оно обеспечивает большую экономию цветного металла и электроэнергии по сравнению с напряжением 6 кВ. Напряжение 20 кВ, хотя и введено,но не имеет широкого применения из-за ограниченного наличия электрооборудования и кабелей. Применение напряжения 35 кВ в распределительной сети предприятия следует рассматривать только при возможности создания как внешнего, так и внутреннего электроснабжения по сети 35 кВ без ГПП.
Получив технико-экономические показатели сравниваемых схем при Uном = 10 кВ, следует выбирать такую, которая обеспечивает наименьшие приведенные затраты. Далее, только для этой схемы, необходимо определить технико-экономические показатели при Uном = 6 кВ.
Приведем здесь некоторые рекомендации по выбору схем внутреннего электроснабжения:
1) радиальные схемы, как правило, следует применять в случаях размещения нагрузок в различных направлениях от источника питания, ударной нагрузки или питания мощных РП при кабельных сетях;
2) магистральные схемы при напряжении 6-10 кВ следует применять при благоприятном расположении нагрузок в одном направлении от источника питания без длинных обходов, а также в случаях, когда магистральные схемы имеют технико-экономические преимущества по сравнению с другими схемами;
3) сооружение РП, как правило, целесообразно при числе отходящих линий не менее 8-10;
4) суммарная мощность секций РП должна по возможности обеспечивать полное использование пропускной способности головных выключателей линий, питающих эти секции;
5) одноступенчатые радиальные схемы следует применять на небольших предприятиях и на крупных предприятиях для питания
больших сосредоточенных нагрузок (насосные, компрессорные и т.п.); двухступенчатые радиальные схемы следует применять на крупных и средних предприятиях;
6) РП и другие коммутационные узлы без преобразования энергии следует размещать на границе питаемых ими участков сети, чтобы не было обратных перетоков энергии;
7) к одной магистрали 6-10 кВ при кабельной прокладке можно подключать 2-3 трансформатора мощностью 1000-1600 кВА каждый и 3-4 трансформатора при единичной мощности 250-630 кВА;
8) магистральные схемы с двумя и более параллельными магистралями могут применяться для потребителей любой категории;
9) при проектировании следует предусматривать, как правило, комплектные подстанции и комплектные распределительные устройства (КРУ) напряжением до и выше 1000 В.
Выкатные КРУ рекомендуется применять в следующих случаях:
а) в наиболее сложных крупных и ответственных установках, в которых необходимо иметь быструю взаимозаменяемость при повреждении выключателя;
б) в рабочих электроустановках с числом камер более 15-20.
Комплектные стационарные камеры одностороннего обслуживания (КСО) рекомендуется применять:
а) при простых схемах и аппаратах коммутации;
б) для временных электроустановок;
в) при реконструкции и расширении предприятия с установленными в нем ранее камерами КСО;
г) если камеры КСО представляют удобства при выводе воздушных линий или токопроводов.
Схемы коммутаций цеховых трансформаторных подстанций должны, как правило, проектироваться без сборных шин первичного напряжения как при радиальном, так и при магистральном питании.
Схемы подстанций должны строиться с применением одной системы шин, резкого ограничения двух систем шин, широкого применения “блочных схем” и “бесшинных” подстанций, простых и дешевых аппаратов.
В проекте необходимо привести описание рассматриваемых вариантов распределительной сети с нанесением их на генплан предприятия.
На рисунке Б.4 в качестве примера приведена распределительная сеть 6-10 кВ предприятия с размещением ТП и РУ.
Расчет технико-экономических показателей вариантов схем внутреннего электроснабжения
а) Определение расчетных нагрузок линий распределительной
сети 6-35 кВ.
Расчетные нагрузки линий распределительной сети 6-20 кВ по каждому варианту определяются по расчетным нагрузкам на шинах высшего напряжения ТП или шинах РУ (таблицы 2.9-2.10) с учетом компенсации реактивной мощности на стороне высокого напряжения. При решении вопроса компенсации реактивной мощности на стороне ВН нужно учитывать следующее: 1) согласно /I/ не рекомендуется применение батарей конденсаторов на напряжение 6-10 кВ единичной мощностью менее 400 квар, если присоединение выполняется с помощью отдельного выключателя; если же присоединение конденсаторов осуществляется через общий выключатель с силовым трансформатором или другим электроприемником, то оптимальная единичная мощность батареи снижается до 100 квар; 2) не рекомендуется устанавливать конденсаторы напряжением 6-10 кВ на цеховых подстанциях не имеющих распределительного устройства 6-10 кВ, т.е. на тех подстанциях, где трансформаторы присоединены наглухо или только через разъединитель.
Результаты расчетов по определению расчетных нагрузок линий сети 6-20 кВ удобно представить в таблице 2.14.
Таблица 2.14 - Расчетные нагрузки линии сети
Вариант |
Номер |
Назначение |
Потребители |
Длина |
Расчетная мощность | |
схемы |
линии |
линии |
эл.энергии |
линии, км |
Рр.в, кВт |
Qр.в, квар |
|
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 2.14
сos tg |
Qкв, квар |
Число и мощность конденсаторных установок |
Q’р.в, квар |
S’р.в, кВА |
J’р.в, А |
Примеча-ния |
|
|
|
|
|
|
|
б) Выбор выключателей конца питающих линий 6-20 кВ и линий, отходящих от ГПП (ГРП).
По каждому варианту производится предварительный выбор выключателей по Uном, Iном.дл. и Sном.откл согласно расчетной схеме (рисунок Б.3, расчетная точка КЗ - К-2). Порядок расчета тока КЗ был нами рассмотрен ранее.
Для выключателей В2, В3, В4 и линий, отходящих от шин, выбирают предварительно выключатель с номинальными расчетными данными.
в) Определение сечений кабельных линий распределительной сети.
Выбор сечения кабельных линий распределительной сети 6-20 кВ производится по методике, изложенной выше. В проекте для уменьшения объема расчетов разрешается выбор производить только по допустимой нагрузке по условиям нагрева, а также по допустимой потере напряжения для наиболее загруженных и длинных линий. Расчет удобно представить в таблице 2.15.
Таблица 2.15 - Расчетные сечения проводов
Вариант схемы |
Номер линии |
Назначение линии |
Кол-во кабелей, |
Расчетная нагрузка на 1 кабель |
Длина линии, |
Способ прокладки | |
|
|
|
шт |
Ip , A |
Iмакс.раб |
км |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
Поправочные коэффи-циенты прокладки кабеля |
Марка и сечение кабеля, выбранное по |
Допустимая нагрузка на 1 кабель |
Приме-чание | ||
К1 |
К2 |
условиям допустимого нагрева |
Iдоп, А |
1,3 Iдоп, А |
|
9 |
10 |
11 |
121 |
13 |
14 |
г) Расчет технико-экономических показателей вариантов схем внутреннего электроснабжения
Для сокращения расчетов часть элементов, технико-экономические показатели которых мало изменяются от вариантов к варианту, можно исключить из рассмотрения: трансформаторы 620/0,40,66 кВ цеховых подстанций, разъединители и предохранители со стороны ВН (6-20 кВ) цеховых трансформаторов, кабельные линии длиной 0,03 км, питающие трансформаторы 6-20 кВ РУ, совмещенных с ТП.
Расчет технико-экономических показателей схем внутреннего электроснабжения по отдельным вариантам целесообразно вести в таблице 2.16.
Таблица 2.16 - Технико экономические показатели внутреннего электроснабжения