Электроснабжение нефтеперерабатывающего завода (стр. 9 из 18)
8.1 Выбор ограничителей перенапряжения
Для защиты оборудования подстанции от набегающих с линии импульсов грозовых перенапряжений, на стороне высшего напряжения трансформаторов Т1 и Т2, устанавливаются ограничители перенапряженийОПН-110.
8.2 Выбор измерительных трансформаторов тока
Условия выбора и проверки:
Uном ³ Uном.сети ;
Iном ³ Imax.расч ;
; (8.1) 
(8.2)Результаты выбора измерительных трансформаторов тока сведены в таблицу 7.1
Таблица 8.1 – Результаты выбора трансформаторов тока
| условия выбора | расчетные данные | ТФЗМ-110Б-У1 |
| Uном ³ Uном.сети | Uном.сети=110 кВ | Uном=110 кВ |
| Iном ³ Imax.расч | Imax.расч=50 А | Iном=150 А |
| iУ£ 1.41∙кд ∙ Iном | iуд=6,25кА | 1.41∙кд ∙ Iном=58кА |
8.3 Выбор разъединителей
Условия выбора и проверки:
Uном ³ Uном.сети ; (8.3)
Iном ³ Imax.расч ; (8.4)
iдин ³iуд ; (8.5)
(8.6)Результаты выбора разъединителей сведены в таблицу 8.2.
8.4 Выбор заземлителей
Условия выбора и проверки:
Uном ³ Uном.сети ; (8.7)
iдин ³ iуд ; (8.8)
(8.9)Результаты выбора заземлителей сведены в таблицу 7.3.
Таблица 8.3 Результаты выбора заземлителей
| условия выбора | расчетные данные | ЗОН-110М-(I)УХЛ1 |
| Uном ³ Uном.сети | Uном.сети=110 кВ | Uном=110 кВ |
| iдин ³ iуд | iуд=5.5 кА | iдин=16 кА |
| | Bк=0.89 кА2·с | I2т ·t т=160 кА2·с |
8.5 Выбор трансформатора напряжения
Для выработки сигналоизмерительной информации для электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58У1.
8.6 Выбор вводных и секционных выключателей на стороне 6,3 кВ.
На 1 секции 5 потребителей
АВыключатель марки ВВЭ – 6 – 20/1000
Uном=6 кВ, Iном=1000 А.
Iном. откл=20кА.
Iтор/I кр=40/4 кА.
iдин=128 кА.
Iдин=40 кА.
tсв=0,075 cек.
Цена=190 тыс.руб
На 2 секции 5 потребителей
Выключатель марки ВВЭ – 6 – 20/1000
Uном=6 кВ, Iном=1000А.
Iном. откл=20кА.
Iтор/I кр=40/4 кА.
iдин=128 кА.
Iдин=40 кА.
tсв=0,075 cек.
Цена=190 тыс.руб
8.7. Выбор выключателей на отходящих линиях
Параметры трансформаторов цеховых ТП (ТМЗ -1000/10):
Sном=1000 кВА. Uk=5,5% , ΔPx=2,45 кВт. U=6.3кВ. Цена=1000 тыс.руб
Выбираю ВВЭ – 6 – 20/630
Uном=6 кВ, Iном=630А.
Iном. откл= 20кА.
Цена=190 тыс. руб
Выключатель нагрузки ВНПу – 6/400 – 10У3
Цена=50 тыс. руб
9 Расчет основных технико – экономических показателей спроектированной сети
В этом разделе определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств и электрооборудование, необходимое для сооружения и эксплуатации сети.
Капиталовложения на сооружение спроектированной сети:
КS=Ккл+Квыкл+Ктп+Кгпп+Кбк(9.1)
Ккл=К0∙L , (9.2)
гдеК0 – укрупненный показатель стоимости сооружения 1 км линии.
Ккл=330 тыс.руб.
Квыкл – капиталовложения в ячейки КРУ с выключателями.
Ктп – стоимость КТП, включая трансформатор, дополнительное оборудование и постоянную часть затрат.
КГПП - капиталовложения на сооружения ГПП 110/6 кВ.
Кбк – стоимость конденсаторных батарей.
Ккл – капиталовложения на сооружения линии.
Капиталовложения для схемы 1:
КВЫКЛ б=3∙190=570 тыс.руб.
КВЫКЛ в=10∙190=1900 тыс.руб.
Ктп=8∙1000=8000 тыс. руб.
Трансформаторная подстанция 110/6 кВ выполнена по схеме мостик с разъединителями в перемычке и в цепях трансформаторов,Кору=2000 тыс.руб,
Ктр=8000 тыс.руб. , Кпост=3500 тыс.руб.
Кгпп=Кору+Ктр+Кпост(9.3)
Кгпп=2000+2∙8000+3500=21500 тыс.руб.
К∑=33200 тыс.руб
Эксплуатационные издержки
aвк=0,028 aкл=0,063 aпст=0,094 aтп=0,104
Икл= aкл∙Ккл (9.4)
Икл=0,063∙330=20,8тыс.руб./год.
Игпп=aпст∙(Кгпп+Квыкл) (9.5)
Игпп=0,094∙(21500+570+1900)=2253 тыс.руб./год.
Итп=aтп∙(Кгпп+Квыкл)
Итп=0,104∙(21500+570)=2295,3 тыс.руб./год.
Иå=Икл+Игпп+Итп (9.6)
Иå=20,8+2253,3+2295=4569,1 тыс.руб./год.
Годовые потери в сети:
∆Р∑=24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт.
∆Р`∑=100∙∆Р∑ / Рн∑
∆Р`∑=633,55 / 24673,8∙100%=2,56 %
Потери холостого хода:
∆Рх=к∙∆Рхтр1+к∙∆Рхтр2, (9.7)
где: к – количество трансформаторов.
∆Рхтр1 и ∆Рхтр2 – потери х.х. трансформаторов 1000 кВА и 10000 кВА.
∆Рх=8∙2,45+2∙10=39,6 кВт.
Нагрузочные потери:
∆Рн∑=633,55-39,6=593,4 кВт.
Время наибольших потерь: τ=3200 ч
∆WΣ=ΔPнΣ∙τ+ΔPх∙Тгод (9.8)
∆WΣ=593,4∙3200+39,6∙8760=536776 Вт ч / год.
∆W`Σ=100∙∆WΣ / РнΣ∙Т (9.9)
З`эi=2,2 коп/кВт ч; З``эi=1,7 коп/кВт ч.
Ипот=(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10-5=55,64 тыс.руб./год.
Суммарные издержки спроектированной заводской сети.
ИΣпп=ИΣ+Ипот (9.10)
ИΣпп=316,73+55,64=372,37 тыс.руб / год.
Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:
С=ИΣпп / ∆WΣ
коп /кВт ч.Эксплуатационные издержки для схемы 2:
Икл=817,15∙0,063=51,48 тыс.руб./год.
Игпп=0,094∙(460+57+437)=89,676 тыс.руб./год.
Итп=0,104∙(1073+315)=144,35 тыс.руб./год.
Иå=51,48+89,676+144,35=285,5 тыс.руб./год.
Годовые потери в сети:
∆Р∑=24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт.
∆Р`∑=100∙∆Р∑ / Рн∑
∆Р`∑=633,55 / 24673,8∙100%=2,56 %
Потери холостого хода:
∆Рх=37∙2,45+2∙25=140,65 кВт.
Нагрузочные потери:
∆Рн∑=633,55-140,65=492,85 кВт.
Время наибольших потерь: τ=3200 ч.
∆WΣ=ΔPнΣ∙τ+ΔPх∙Тгод (9.11)
∆WΣ=492,85∙3200+140,65∙8760=2809214 Вт ч / год.
∆W`Σ=100∙∆WΣ / РнΣ∙Т (9.12)
З`эi=2,2 коп/кВт ч; З``эi=1,7 коп/кВт ч.
Ипот=(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10-5=55,64 тыс.руб./год.
Суммарные издержки спроектированной заводской сети.
ИΣпп=ИΣ+Ипот (9.13)
ИΣпп=285,5+55,64=341,146 тыс.руб / год.
Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:
С=ИΣпп / ∆WΣ
коп /кВт ч.Эксплуатационные издержки схемы 2 на 9% выгодней схемы 1
Суммарные потери активной мощности и энергии составляют:
ΔР`Σ=2,56 % , ΔW`Σ=2,42 %
Таблица 9.3 – Основные показатели спроектированной сети
| Тип оборудования | количество |
| 1 | 2 |
| ТрансформаторТДН 10000/110 | 2 шт. |
| Трансформатор ТСЗ – 1000/6.3 | 8 шт. |
| Кабель АПвП-3Х150 мм2 | 2956 м. |
| Кабель АПвП-3Х95 мм2 | 23778 м. |
| Выключатели ВВЭ – 6 - 20/1000 | 3шт |
| Выключатели | 10 шт |
| Выключатели нагрузки ВНПу-6/400/10УЗ | 8 шт |
10 Релейная защита и автоматика
Защита трансформаторов.
Повреждения и ненормальные режимы работы:
Виды повреждений. Основными видами повреждений в трансформаторах и автотрансформаторах являются: замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора (трехфазного) и на наружных выводах обмоток; замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания); замыкания на землю обмоток или их наружных выводов; повреждения магнитопровода трансформатора, приводящие к появлению местного нагрева и "пожару стали". Опыт показывает, что КЗ на выводах и витковые замыкания в обмотках происходят наиболее часто. Междуфазные повреждения внутри трансформаторов возникают значительно реже. В трехфазных трансформаторах они хотя и не исключены, но маловероятны вследствие большой прочности междуфазной изоляции. В трансформаторных группах, составленных из трех однофазных трансформаторов, замыкания между обмотками фаз практически невозможны.