Материал: Выбор типа трансформаторной подстанции и распределительного устройства

1.2    Технико-экономический расчет трансформаторов.

1)      Определяем в режиме КЗ и в ХХ

∆Qкзi=Sнmi •[кВар]

∆Qкз1= 630 •= 34,65 кВар

∆Qкз2 = 1000 •= 55 кВар

∆Qххi=Sнmi •[кВар]

∆Qхх1= 630 • = 13 кВар

∆Qхх2= 1000 •= 17 кВар

2)      Определяем потери активной мощности в режиме КЗ и ХХ

∆Р’кзi = ∆Ркзi + Kэкn • ∆Qкзi [кВт],

где Rэкn - коэффициент экономичных эквивалентных потерь, который для расчетов можно принять равным 0,1.

∆Р’кз1 = 7, 6+ 0,1• 34,65= 11,1 кВт

∆Р’кз2 = 12,2 + 0,1• 55= 17,7 кВт

∆Р’ххi = ∆Рххi + Kэкn • ∆Qххi [кВт]

∆Р’хх1 = 1,42 + 0,1 • 13 = 2,7 кВт

∆Р’хх2 = 1,9 + 0,1 • 17 = 3,6 кВт

3)      Определяем приведённые потери мощности трансформаторов

∆Ртi = 2 • (∆Рххi + K²зтi • ∆Pкзi)[кВт],

где Kзтi- коэффициент загрузки трансформаторов, по каждому варианту.

∆Рт1 = 2 • (2,7 + 0,55² • 11,1) = 12 кВт

∆Рт2 = 2 • (3,6 + 0,35² • 17,7) = 11,5 кВт

4)      Определяем годовые потери электроэнергии в трансформаторах

∆Wmi = ∆Рmi • τ[кВт/час],

где τ- время потерь, которую можно определить согласно формуле

τ= (0,124 + )²• 8760 [час]

Тм = 1800 - 2500 для односменного предприятия

Тм = 3000 - 4500 для двухсменного предприятия

Тм = 5000 - 7000 для трёхсменного предприятия

τ= (0,124 + )²• 8760 = 1968 час.

∆Wm1 = 12 • 1968 = 23616 кВт • час

∆Wm2= 11,5 • 1968 = 22632 кВт • час

5)      Определяем годовые амортизационные расходы на трансформаторы

Саi = φ • Кmi[руб/год ],

где φ - коэффициент амортизационных отчислений. На амортизационные отчисления, на трансформаторы дается 10 % от стоимости трансформатора, то есть φ = 0,1 .

Кmi стоимость трансформатора Саi = φ • Кmi [руб/год ]

Са1 = 0,1 • 334000= 33400 руб/год

Саi2= 0,1 • 475000 = 475000 руб/год

6)      Определяем стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

Сni = Со • ∆Wmi [руб/год ]

где Со - это стоимость одного кВт в час электроэнергии Со = 5 руб/кВт

Сn1 = 5• 23616 = 118080 руб/год

Сn2 = 5 • 22632 = 113160 руб/год

7)      Определяем суммарные годовые эксплуатационные расходы

Сэi = Саi + Сni [руб/год]

Сэ1 = 33400 + 118080 =151480 руб/год

Сэ2 = 47500 + 113160 =160660 руб/год

8)      Для выбора экономического варианта трансформатора применяют метод срока окупаемости.

Ток =  [лет]

Срок окупаемости сравнивают с нормативным временем, где Тн =7 лет :

если Ток <Тн, то экономичнее будет вариант с большей мощностью, но с меньшим эксплуатационным расходом;

если Ток >Тн, то экономичней будет вариант с меньшей стоимостью, но большим эксплуатационным расходом;

если Кm1< Кm2, то Сэ1<Сэ2, то в этом случае срок окупаемости не считают, а принимаю к установке трансформатор с меньшей стоимостью и с меньшим эксплуатационным расходом.

Кm1< Кm2 334000 < 475000 и Сэ1< Сэ2 151480 < 160660

То выбираем трансформатор ТМ - 630 в количестве двух штук, так как трансформатор с большей мощностью, но с меньшим эксплуатационным расходом будет более экономичный вариант.

электрический нагрузка трансформаторный подстанция

3.5 Выбор типа трансформаторной подстанции и распределительного устройства напряжением до 1000В

1. Для питания цеховых потребителей служат главным образом Автоматические устройства по компенсации реактивной мощности (УКБН), располагаемые возможно ближе к центру электрических нагрузок. Их выполняют как внутрицеховые подстанции, встраиваемые в здания цеха или в пристроенное к нему помещение.

При определении типа подстанции необходимо учитывать:

конструкцию подстанции;

число трансформаторов на подстанцию;

мощность трансформатора;

первичное и вторичное напряжение на шинах подстанции.

В данном цехе выбираем 2 ТМ - 630 - 10/0,4 (комплектная трансформаторная подстанция, с установкой двух трансформаторов, мощностью 630 кВА; первичное напряжение 10 кВ, вторичное 0,4 кВ).

. Распределительные пункты серии ПР со встроенными в них автоматическими выключателями, предназначены для распределения электроэнергии постоянного переменного тока. Распределительные пункты изготавливаются в общепромышленном исполнении.

Номинальный ток распределительных пунктов, в зависимости от числа включенных выключателей и степени их загрузки, определяется током, составляющим 0,8-0,9 номинального тока наибольшего расцепителя вводного выключателя.

Выбираем ПР 85.

3.6 Выбор величины напряжения и расчёт питающей сети

.6.1 Выбор величины рационального напряжения

Выбор величины рационального напряжения определяется параметрами линии электропередач и выбираем электроаппараты на трансформаторную подстанцию.

При решении задач о выборе величины рационального напряжения в общем случае следует предварительно определить величину не стандартного напряжения, при котором имеет место минимальные затраты. Зная такое напряжение можно выбрать целесообразное стандартное напряжение. Для питания крупных промышленных предприятий на первой ступени распределении электроэнергии следует применять напряжение равной 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ следует применять как напряжение первой ступени распределение электроэнергии средней по мощности промышленных предприятий. Напряжение 6 - 10 кВ используется как напряжение первой ступени внутри заводской распределении электроэнергии. Применение напряжения равное 6 кВ обычно обоснованно только при наличии электропотребителей, которые получают питание от сети напряжения 6 кВ.

На второй ступени распределении электроэнергии цеховых трансформаторных подстанций применяется напряжение равное 0,4/0,23 кВ

На первой ступени распределение электроэнергии средней по мощности промышленных предприятий выбираем 10 кВ так как используется напряжение первой ступени внутри заводской распределении электроэнергии. На второй ступени выбираем 0,4 кВ

3.6.2 Выбор экономического сечения питающего кабельной линии

Увеличение сечения линии повышает капитальные затраты и её сооружение. С уменьшением сечении затраты снижаются, но возрастают стоимость потерь электроэнергии,, величина которой прямо пропорционально потерям активной мощности и обратно пропорционально сечению проводника при выборе наиболее экономического варианта необходимо определить затрат будет соответствовать сечению проводника которое называется экономическое.

На величину экономического сечения влияет ряд факторов:

стоимость строительной части линии в различных районах;

стоимость потерь электроэнергии в зависимости от исполнения линии;

учесть такие факторы затруднительно.

На основе анализов всех факторов влияющих на величину экономического сечения и техноэкономических расчетов. ПУЭ рекомендует в практических расчетах экономического сечения линии определять в зависимости от плотности, которая в свою очередь зависит от материала токоведущих жил изоляции, а так же от числа часов использования максимальной нагрузки.

Экономическое сечение линии можно определить согласно формуле

Sэк =[мм²].

Iр =  =  = 40 А Sэк == 29 мм²

При максимальной нагрузке приходящая на ночное время, ПУЭ рекомендует увеличивать экономическую плотность тока на 40%. Расчетная величина экономического сечения округляется до ближайшего стандартного сечения, а при экономичном сечении свыше 150 мм²,одну кабельную линию целесообразно выполнять из двух и более кабелей меньшего сечения, при этом суммарное сечение всех кабелей должно соответствовать расчетному экономическому сечению.

Для выбора экономического сечения питающейся кабельной линии на полученное

Расчетное сечение выбираем два возможных стандартных сечений: одно сечение стандартное расчетное, а другое большое расчетное.

Таблица 4

)        Определяем коэффициент загрузки при каждом сечении

заi =,

где Sнпрi =  • Uн • Iдопi [кВА] (Uн = 10 кВ)

Sнпр1 =  • 10 • 90= 1557 кВА

Sнпр2 =  • 10 • 115=1989,5 кВА

Sнпр3 =  • 10 • 140= 2422 кВА

Sнпр4 =  • 10 • 165=2854,5 кВА

Kзл1 =  = 0,4

Kзл2 =  = 0,3

Kзл3 =  = 0,3

Kзл4 =  = 0,2

)        Определяем потери активной мощности при действительной загрузки линии

∆Рнi = ∆Рi • L[кВт], тогда ∆Рдi = K²злi • Рнi [кВт]

∆Рн1= 40 • 1 = 40 кВт

∆Рн2= 42 • 1 = 42 кВт

∆Рн3= 44 • 1 = 44 кВт

∆Рн4= 44 • 1 = 44 кВт

∆Рg1 = 0,4² • 40 = 9,7 кВт

∆Рg2 = 0,3² • 42 = 6,4 кВт

∆Рg3 = 0,3² • 44 = 3,9 кВт

∆Pg4 = 0,2² • 44 = 1,7 кВт

)        Приняв время потерь в линиях, таким же как и в трансформаторе

определяем потери электроэнергии в линии

∆wлi = ∆Pgi • τ [кВт•час/км]

∆wл1 = 9,7 • 1968 = 19090 кВт•час/км

∆wл2 = 6,4 • 1968 = 12595 кВт•час/км

∆wл3 = 3,9 • 1968 = 7793 кВт•час/км

∆wл4 = 1,7 • 1968 = 3346 кВт•час/км

)        Определяем стоимость потерь электроэнергии в линии

Сплi = ∆Wл • Со [руб/год • км] , где Со = 5 руб/кВт • час

Спл1 = 19090 • 5 = 95450 руб/год • км

Спл2 = 12595 • 5 = 62975 руб/год • км

Спл3 =7793 • 5 = 38965 руб/год • км

Спл4 = 3346 • 5 = 16730 руб/год • км

)        Определяем капиталы вложения на сооружение линии

К`лi = Кmi • L[руб].

К`л1 =117212 • 1 = 117212 руб

К`л2 =12900 • 1 =129000 руб

К`л3 =137768 • 1 = 137768 руб

К`л4 =334633 • 1 = 334633 руб

)        Определяем стоимость ежегодных амортизационных отчислений на линию

Саi = φ • К`лi[руб/год • км] ,

где φ- амортизационных отчислений который на сооружение линии принимает 3% от капитала вложенийналиниюφ = 0,03.

Са1 = 0,03 • 117212 = 3516 руб/год • км

Са2 = 0,03 • 129000 = 3870 руб/год • км

Са3 = 0,03 • 137768 = 4133 руб/год • км

Са4 = 0,03 • 334633 = 10038 руб/год • км

)        Полагая, что стоимость расходов на содержание персонала и на ремонт линии одинаковы, при выбранных сечениях кабеля, определяют стоимость эксплуатационных годовых расходов на линию.

Сэi = Сплi + Саi [руб/год • км].

Сэ1 = 95450+3516 = 98966 руб/год • км

Сэ2 = 62975 + 3870 = 66845 руб/год • км

Сэ3 = 38965 + 4133 = 43098 руб/год • км

Сэ4 = 16730+10038 = 26768 руб/год • км

)        Полные затраты на сооружение линии можно определить

Злi = Сэi + 0,12 • К`лi [руб/год • км].

Зл1 = 98966 + 0,15 • 117212 = 116548 руб/год • км

Зл2 = 66845 + 0,15 • 129000 = 86195 руб/год • км

Зл3 = 43098 + 0,15 • 137768 = 63763 руб/год • км

Зл4 = 26768 + 0,15 • 334633 = 76963 руб/год • км

)        На основе расчетов построим график зависимости

Sэкi = ƒ(Злi)

Злi руб/год • км

Sэкмм²

Рис. 2

10)    Проверяем выбранное сечение кабеля по условиям нагрева длительного допускаемых токоведущих нагрузок Iд ≥ Iр.

Исходя из расчета, принимаем к прокладке алюминиевый кабель с ПВХ изоляцией марки АСБ- 3х50 мм2.

3.7 Расчёт токов короткого замыкания

.7.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением выше 1000 В цеховой подстанции

Коротким замыканием называется непосредственное соединение двух или нескольких фаз, или фазы и нулевого провода, в одной точке не предусмотренной нормальными условиями работы.

Различают три основных вида короткого замыкания:

- Трех фазным коротким замыканием при котором все три фазы замыкаются в одной точке. Это самый опасный вид короткого замыкания, который сопровождается взрывами, пожарами, и даже смертельными исходами обслуживающего персонала, на этот вид короткого замыкания приходится до 5% от других видов короткого замыкания.

-       Двух фазное короткое замыкание, при котором две фазы силовой сети замыкаются в одной точке. Такой вид короткого замыкания сопровождается расстройством технологического процесса, длительной остановкой электрического оборудования, не до отпуском продукции. На такой вид короткого замыкания приходится до 30% от других видов короткого замыкания.

-       При однофазном коротком замыкании одна фаза силовой электрической сети замыкается в точке на нулевой провод или на землю. Такой вид короткого замыкания сопровождается искрением, что приводит к ожогом кожи рук и лица обслуживающего персонала. На такой вид короткого замыкания приходится до 65% от всех видов короткого замыкания.

Физическая сущность процесса короткого замыкания в системе электроснабжения заключается в том, что при возникновении короткого замыкания резко падает сопротивление в электрической цепи, уменьшается напряжения на отдельных его участках и скачком возрастает ток, и представляет собой ток короткого замыкания.

Основными причинами возникновения короткого замыкания в СЭС является:

-       Старение и износ изоляции электрического оборудования и электрической сети;

-       Ошибочные действия обслуживающего персонала.

Расчет токов короткого замыкания в СЭС необходим для:

-       Выбора рационального варианта схемы электроснабжения;

-       Выбора электрических аппаратов на подстанцию и проверки их на электродинамическую и термическую устойчивость к токам короткого замыкания;

-       Выбора средств ограничения токов короткого замыкания;

-       Проектирования устройств релейной защиты и автоматики;

-       Проектирования защитного заземления.