Проект электрокотельной ИГТУ (стр. 7 из 28)
Выход из РУ предусматривается наружу, на лестничную клетку или в производственное помещение с несгораемыми стенами и перекрытиями, не содержащее огне- и взрывоопасных устройств.
Под ячейками РУ предусматривается кабельный канал (см. рис.5), размеры которого зависят от количества кабелей. При большом числе кабелей под помещением РУ может предусматриваться кабельный этаж.
Наименьшая допускаемая глубина кабельного канала определяется допускаемым радиусом изгиба кабеля наибольшего сечения, а также типом и расположением концевой разделки кабеля.
При дистанционном управлении выключателями между РУ и центом управления прокладываются контрольные кабели, канал для контрольных кабелей может предусматриваться в полу коридора управления (см. рис.5), однако возможны и другие варианты.
Для сооружения закрытых РУ и подстанций обычно применяются железобетонные панели и объемные блоки. Так как поверхности этих строительных деталей могут выделять цементную пыль, то полы, стены и потолки РУ покрываются непылящимися отделочными слоями.
В помещении КРУ кроме комплектных ячеек могут находиться и ячейки секционных реакторов. Для линейных реакторов при их достаточно большом числе может предусматриваться отдельный реакторный этаж.
В случае крупногабаритных выключателей (например, на напряжение 35 кВ и выше) применяются некомплектные типовые конструкции ячеек. Аппаратуру РУ в таком случае целесообразно располагать на двух этажах, причем на верхнем этаже предусматриваются сборные шины и шинные разъединители, на нижнем этаже — выключатели, трансформаторы тока и линейные разъединители.
При большом объеме масла в выключателях (более 60 .кг) они размещаются в отделенных от другой аппаратуры ячейки взрывных камерах. Двери этих камер открываются наружу или во взрывной коридор РУ.
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 |
| 122.12.23456 | Номинальное напряжениеНоминальный ток (А):Сборных шинШкафовНоминальный ток отключенияЭлектродинамическая стойкостьТип выключателяТип привода к выключателю | 10 кВ200063020 кА80 кАВКЭ-10Электромагнитный |
3.6 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРСНАБЖЕНИЯ
3.6.1 Выбор напряжения питания электрокотельной на основании технико-экономического сравнения вариантов (110 и 220 кВ)
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∙часгде: 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∙чИздержки, 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
Определяем расчетный ток:
 |
Сечение кабеля выбирается по экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ]
Сечение кабеля
 |
Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-240, IДЛИТ= 609 А.
Рассчитываем годовые потери электроэнергии:
3) 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 ∙ 0,13 ∙ 20 ∙ 135,52 ∙ 2 ∙ 10 -3 = 286,42кВт,
где RO =0,13 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20км –длина воздушной линии;
n – число линий;
IP =135,5 А – максимальный расчетный ток.
t = 8000 ч –в соответствии с [11].
Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:
DWГОД Л= DРМАХ ∙ t = 286,42 ∙ 8000 = 2291360 кВт ∙ ч
4) Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:
DWГОД ТР=
