Електропостачання механічного цеху (стр. 3 из 6)

ТП повинні розміщуватися за цехом тільки при неможливості розміщення всередині або при розміщенні частини навантажень за цехом.

Число і потужність трансформаторів вибираються по перевантажувальній можливості трансформатора. Для цього по добовому графіку навантажень споживача встановлюється довго тривалість максимуму навантажень t і коєф. заповнення графіка

Кз.г. = Sср / Smax (2.3.1)

Де Sср і Smax середнє і максимальне навантаження трансф.

По значенням Кз.г і t визначается коєф. Кратності допустимого навантаження. [1; стр. 222]

Кн = Smax / Sном = Imax / Iном (2.3.2)

В даному проекті Кн=1.23

Розрахуємо номінальну потужність трансформатора з врахуванням коєф. кратності допустимого навантаження і максимальної потужності з врахуванням розрахункової потужності конденсаторної батареї.

кВ∙А (2.3.3)

Визначаємо номінальну потужність одного трансформатора:

кВ·А (2.3.4)

Вибираємо з довідника потужність трансформатора і його тип:

ТМ 250/10 [5] с. 199 табл. 2.90

Визначаємо коефіцієнт завантаження в нормальному режимі при максимальному навантаженні за формулою:

що відповідає економічному режиму. Перевіряємо установлену потужність трансформатора в аварійному режимі на перевантажуючу здібність за формулою:

1,4·250>0,70·465

Звідси випливає, що вибрана потужність трансформатора забезпечує електропостачання підприємства як в нормальному так і в аварійному режимах. Вибраний тип трансформатора заношу в таблицю:

Табл. 4

Тип тр-ра	Ном. потужність, кВА	Напруга		Втрати		Uкз.%	Іхх,%	Повна вартість підстанції
		ВН	НН	ДРхх. кВт	ДРкз. кВт
ТМ	250	10	0.4–0.23	1.5	3.7	4.5	3.7	30000 грн

Для живлення цеху вибираю одну комбіновану підстанцію з двома трансформаторами. На основі розрахованої потужності трансформаторів вибираємо підстанцію згідно літератури [4] c. 135 табл. 2.22

Тип і потужність підстанції: ТП‑2–250–10/04

Вартість підстанції складає 60 тис. грн.

2.3.1 Техніко-економічне порівняння вибраних варіантів електропостачання

Щоб вибрати найраціональніший варіант електропостачання, зазвичай розглядають не менше двох варіантів числа і потужності трансформаторів на підстанції, порівнюючи їх по техніко-економічних показниках. За перший варіант приймаємо розрахункову потужність трансформатора 250 кВ·А, а за другий варіант приймаємо трансформатор з потужністю на одну ступінь вище розрахункової 400 кВ∙А. Проводимо розрахунки для першого і другого варіанту, тим самим визначаємо економічну вигідність роботи трансформаторів по різних варіантах. Технічні характеристики беремо з каталогу.

Табл. 5

№ варіанта	Тип т-ра	Ном. Потужність, кВ∙А	Напруга		Втрати		Uкз, %	Іхх, %	Повна вартість підстанції
			ВН	НН	Рхх, кВт	Ркз, кВт
I	ТМ	250	10	0.4	1.5	3.7	4.5	3.7	60000
II	ТМ	400	10	0.4	1.2	5.5	4.5	2.1	80000

Визначаємо втрати потужності і енергії в трансформаторах за один рік їх роботи. Кun=0.05 кВт/кВ∙А – це коеф., який задається енергосистемою для даного заводу (цеху) у відповідності з його місцем знаходження.

І-варіант

Втрати реактивної потужності:∆Qxx=Sнт1*Іхх/100=250*3.7/100=2.5 квар (2.3.1)

∆Qк.з= Sнт1*Uк.з/100=250*4.5/100=1.13 квар (2.3.2)

Приведені втрати потужності в двох трансформаторах

∆Р`хх= ∆Рхх+Кun+:∆Qxx=1.5+0.05+2.5=4кВт, (2.3.3)

∆Р’к.з = ∆Рк.з+ Кun+:∆Qк.з=3.7+0.05+1.13=4.88 кВт (2.3.4)

∆Р`2т1=2*∆Р`хх+2*∆Р’к.з=2*4+2*4.88=17.7 кВт (2.3.5)

Річні витрати електроенергії будуть становити

∆Епт1=∆Р`2т1*8760=17.7*8760=155052 кВт.год (2.3.6)

Проводимо техніко-економічні зрівняння намічених варіантів.

Капітальні витрати Кт2=60 тис. грн.

Річні експлуатаційні витрати на амортизацію:

Сат1=φ* Кт1=0.1*30=3 тис. грн. (2.3.7)

Вартість втрат електроенергії при тарифі: Со=0.4 грн./1 кВт.год.

Св=Со*∆Епт1 =0.4*155052=62020 грн. (2.3.8)

Сумарні річні експлуатаційні витрати:

Сет1=2* Сат1+ Св=2*3+62020=130040 грн. (2.3.9)

ІІ-варіант

Втрати реактивної потужності:

∆Qxx=Sнт1*Іхх/100=400*2.1/100=0.84 квар (2.4.1)

∆Qк.з= Sнт1*Uк.з/100=400*4.5/100=1.8 квар (2.4.2)

Приведені втрати потужності в двох трансформаторах

∆Р`хх = ∆Рхх+ Кun+:∆Qxx=1.2+0.05+0.84=2.09кВт, (2.4.3)

∆Р’к.з = ∆Рк.з+ Кun+:∆Qк.з=5.5+0.05+1.8=7.35 кВт (2.4.4)

∆Р`2т1=2*∆Р`хх+2*∆Р’к.з=2*2.09+2*7.35=18.8 кВт (2.4.5)

Річні витрати електроенергії будуть становити

∆Епт1=∆Р`2т1*8760=18.8*8760=165388кВт.год (2.4.6)

Проводимо техніко-економічні зрівняння намічених варіантів.

Капітальні витрати Кт2=80 тис. грн.

Річні експлуатаційні витрати на амортизацію:

Сат2=φ* Кт1=0.1*40=4 тис. грн. (2.4.7)

Вартість втрат електроенергії при тарифі: Со=0.4 грн./1 кВт.год.

Св=Со*∆Епт1 =0.4*165388=66155 грн. (2.4.8)

Сумарні річні експлуатаційні витрати:

Сет2=2* Сат1+ Св=2*3+66155=138310 грн.

Визначаємо термін окупності

Ток=К1‑К2/С2‑С1=60–80/138310–130040=24.2 р

Так, як сумарні річні експлуатаційні втрати КТП 2х400 10/0.4 більші ніж КТП 2х250 10/0.4 то для даного цеху вибираємо І-варіант

КТП 2х250 кВА 10/0.4кВ У3

2.4 Розрахунок і вибір постачальних і розподільчих мереж високої напруги

Живляча мережа призначена для забезпечення електроенергією промислових підприємств, вона сполучає районну підстанцію з ГПП підприємства.

Розподільча мережа призначена для подачі напруги з ГПП на цехові ТП. Прийнята напруга 10 кВ. Схема розподілу радіальна. Прийнята марка кабеля АСБ

Визначаю струм навантаження мережі:

[1] c. 106 (2.4.1)

Вибираємо переріз по економічній густині струму.

Для кабеля марки АСБ приймаємо j_ек =1,2 А/мм².

[17] с. 63 (2.4.2)

Вибираємо з каталогу переріз кабеля АСБ 25 I_доп=90 А

Для підключення живлячих високовольтних кабелів до нашої трансформаторної підстанції згідно каталога підбираємо комплектне РУ‑10 кВ з двома шафами до яких підключаються силові трансформатори ТМ‑250/10/0.4 У3

В шафу ШВВ‑2 передбачается вимикач навантаження ВНПз на напругу Uн‑10кВ, Ін‑100А.для захисту високої сторонни трансформатора від недопустимих струмів передбачено запобіжник ПК‑10 Ін‑50А, Івс‑35А, Uн‑10кВ

2.5 Розрахунок струмів короткого замикання

Для того щоб визначити величину струму к.з. необхідно знати величину опору кожного з елементів, які ввімкнені в даному колі, оскільки від їх опору залежить величина струму к.з. Такими елементами є генератори, двигуни, силові трансформатори, реактори, повітряні і кабельні лінії, компенсатори. Враховують тільки індуктивні опори названих елементів (тобто опори їх обмоток)

Всі ці опори вказуються в довідниках в іменованих одиницях (тобто в Ом), в відносних одиницях або у відсотках.

Для повітряних і кабельних ЛЕП опори в довідниках вказуються в іменованих одиницях на 1 км лінії у вигляді індуктивного опору

для повітряних ЛЕП X_о = 0,4 Ом/км.

для кабельних ЛЕП Х₀ = 0,08 Ом/км.

Для силових трансформаторів індуктивний опір задається напругою к.з. у відсотках U_к.з, (%).

Для реакторів опір вказується у вигляді індуктивного опору у відсотках Х(%) або іменованих одиницях (Ом).

Для синхронних генераторів опір вказується у вигляді індуктивного опору для початкового моменту к.з. у відносних одиницях X"d.

для синхронних генераторів X"d = 0,125;

для турбогенераторів X"d = 0,125,

для гідрогенераторів X"d = 0,2.

В тих випадках, коли активний опір елементів кола к.з. менший 1/3 індуктивного, то він не враховується при розрахунках струмів к.з. Це буває переважно при розрахунках струмів к.з. у високовольтних мережах.

Оскільки більшість елементів кола к.з. у довідниках вказується у відносних одиницях, то при розрахунках струмів к.з. у високовольтних лініях всі опори виражають у відносних одиницях і для спрощення розрахунків приводять їх до базисних, тобто за одиницю взятих величин.

При цьому всі розрахункові дані

приводять до базової напруги і базової потужності. Струм вираховують через напругу і потужність.

За базову напругу беруть середнє номінальне значення тієї ступені де проводяться розрахунки струмів к.з. Ця напруга на 5% більша за номінальну напругу. Базовими напругами можуть бути напруги величиною. 0,23; 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 37; 115; 230 кВ і т. д.