где а — норма амортизационных отчислений, %.
Для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств
до 150 кВ согласно [8] а=9,4%.
[pic]
Ущерб определяем в следующей последовательности.
1. Учтём параметр потока отказов ввода для данного варианта:
?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР;
?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год
где ?вс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в соответствии с [3], 1/год;
?лэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии напряжением
110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;
?раз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с
[3], 1/год;
?кк=0,234 — параметр потока отказов контрольного кабеля в траншее длиной 4,8 км в соответствии с [3], 1/год;
?тр=0,01 — параметр потока отказов трансформатора ГПП напряжением 110 кВ в соответствии с [3], 1/год.
2. Среднее время восстановления после отказа одной линии:
[pic], (5.1.4)
где ?i — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения, 1/год;
Твi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.
Согласно данным [3] Тв.вс=2,3·10 -3 лет, TB,ЛЭП=0,027·10-3 лет,
ТВ,РАЗ=1,7·10-3 лет, Тв.кк=30·10-3 лет, ТВТР=45·10'3лет, тогда:
[pic]лет.
3. Коэффициент планового простоя одной линии:
КП=1,2·КПi.max,
(5.1.5)
где КПi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,
Кп=1,2·7,7·10-3=9,24·10-3 о.е.
4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:
Ка=?а·Тв (5.1.6)
Ка=0,345·22,094·10-3=7,622·10-3 о.е.
5. Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:
К2а,1п=0,5·?2а·(К1п)2, при К1п?Т2в;
(5.1.7)
К2а,1п=К2а·(К1п-0,5·Т1в), при К1п?Т2в;
(5.1.8)
К2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10-3)2 =1,473·10-5 о.е.
6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:
Ка(2) = Ка2 + 2·Ка, п, (5.1.9)
Ка(2) =(7,622·10-3 )2 +2·1,473·10 -5=8,756·10 -5 о.е.
7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:
Та=Ка(2) · 8760 (5.1.10)
Та=8,756·10 –5·8760=0,767 ч/год.
8. Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=У'·?w', (5.1.11) где У'=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч;
?w',— среднегодовая аварийно недоопущенная электроэнергия, кВт-ч/год;
[pic]
(5.1.12)
[pic]кВт·ч/год
У=7·5955=41685 руб./год.
Общие затраты:
31=0,12·58840+5530+41685=54275,8 руб./год.
Второй вариант.
Капиталовложения:
выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 Кв=90000 руб. согласно [8];
разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].
Суммарные капиталовложения: К2=Кв+2·Кр=90000+2·4600=99200 руб.
Амортизационные затраты: И2=[pic]руб.
Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул
(5.1.1)-(5.1.12).
?a=?вс+?лэп+2·?раз+?в+?тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;
Тв=[pic]лет;
Kn=l,2·7,7·10 -3=9,24·10 -3 o.e.;
Ка=0,179·4,15·10-3 =7,43·10-4 о.е.;
так как K1 n > Т2В, то
К2а,1п= K 2а·(K1n - 0,5·Т1в)=7,43·10 –4·(9,24·10 -3 - 0,5·4,15·10
-3)=5,323·10 -6 о.е.;
Ка(2)=(7,43·10-4)2+2·5,323·10-6=1,12·10-5 о,е.
Та=1,12-10-5 ·8760=0,098 ч/год;
[pic]кВт·ч/год;
У=7·761=5326 руб./год. Общие затраты:
32=0,12-99200+9324,8+5326=26554,8 руб./год. Результаты ТЭР
сведены в таблицу 6.
Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания
|Вариант|К;, |Иi, |Уi,руб/го|3i, |
| |руб. |руб./год |д |руб./год |
| | | |руб./ГОД | |
|Первый |58840 |5530 |41685 |54275,8 |
|Второй |99200 |9324,8 |5326 |26554,8 |
Выбираем УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты
представлены на рисунке 6.
Блок «линия-трансформатор»
Выключатель
Рисунок 6. Варианты УВН
5.2. Выбор трансформаторов ППЭ
Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85.
Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и П категории, то
на ГПП устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна
обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения
повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна
снижать естественного их срока службы.
Так как среднеквадратичная мощность Рср.кв=11053 кВт (согласно пункту
2.2.), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000/110.
На эксплуатационную перегрузку трансформатор проверять не будем, так
как Sср.кв0,9·Ктах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки
К2=К'2=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и
среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8] К2доп=1,4.
К2доп=1,4 > К2=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-210000
удовлетворяют условиям выбора.
5.3. Выбор ВЛЭП
Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания,
то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной НЭП.
При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.
В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.
Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2],
производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода
проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны.
Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых
назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как
в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и
возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например,
когда одна из линий отключена).
Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.
В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.
Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:
[pic]А (5.3.1)
Принимаем провод сечением F=10 мм2 с допустимым током Iдоп=84 А.
Экономическое сечение провода:
[pic]
(5.3.2) где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А; jЭ — экономическая плотность тока, А/мм2.
Экономическая плотность тока jЭ для неизолированных алюминиевых
проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до
5000 (Тmax=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.
[pic]
Принимаем провод сечением 70 мм2 с допустимым током IДОП=265А
Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:
[pic] (5.3.3)
где d — расчётный диаметр витого провода, см;
Dср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см.
Если Uкр > UH, то сечение провода выбрано верно, в противном случае
необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.
Для принятого ранее сечения 70 мм2 согласно [7] d=11,4 мм=1,14 см; Dcp=5
м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:
[pic]
Uкр= 127 кВ > UH=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки
АС сечением Fp=70 мм2.
«23
Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не
производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих
АПВ линий.
Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется после расчёта токов короткого замыкания.
Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных
подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и
синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница
отклонений напряжения Vн 110=-5% от номинального, верхняя граница Vв 110
=+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ УВН
ППЭ в любом режиме нагрузки d 110=VB 110 - VH 110=12%-(-5%)=17%. Проверим
потерю напряжения в ЛЭП
[pic] (5.3.4) где Р, Q — расчётные нагрузки на провода, "МВт, Мвар; г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины,
Ом/км;
1 — длина проводов, км;
?U% — расчётные потери напряжения, %.
[pic]
Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 70 мм2 с допустимым током
1ДОП=265 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на
ГБП в ре
жиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.
6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём
электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции
(КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии
электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].
6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения
Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного) лраектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР принять Uрац=6 кВ. В интервале 15-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.
Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:
[pic]
(6.1.1)
где SM — полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;
[pic]— полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА. С использованием данных пункта 2.1 получим, что
[pic][pic]5642 кВА [pic]
Тогда[pic]=[pic]40%
Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upau=6 кВ.
6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения
Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до [pic]1000 В по формулам:
[pic]
(6.2.1)
[pic]
(6.2.2)
[pic]
(6.2.3)
[pic]
(6.2.4)
Пример расчёта для цеха №1:
коэффициент максимума: Км = [pic]
средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену: [pic]кВт;
средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену: [pic]989 кВт;
средняя полная нагрузка этого цеха: [pic]1735 кВА
Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7,
Таблица 7 средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену
| | | | | | | | | |
|1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |
|№ |РН,кВт |QН,квар| КС| | КМ |РСР,кВ|QCР,ква|SСР,кВА|
|цеха| | | |КИ | |т |р | |
|1 |1724,8 |1196,8 |0,85 |0,7 |1,21 |1425,5|989 |1735 |
|6 кВ|1071 |-514,08|0,85 |0,7 |1,21 |885 |-424,9 |981,7 |
|2 |1365,8 |1299,2 |0,7 |0,7 |1 |1365,8|1299,2 |1885 |
|3 |861,4 |881,6 |0,4 |0,3 |1,33 |647,7 |662,9 |922,8 |
|6 кВ|400 |248 |0,4 |0,3 |1,33 |300,8 |186,5 |353,9 |
|4 |560,4 |633,6 |0,5 |0,4 |1,25 |448,3 |506,9 |676,7 |
|5 |405,6 |375 |0,7 |0,7 |1 |405,6 |375 |552,4 |
|6 |148,6 |189,1 |0,5 |0,4 |1,25 |118,9 |151,3 |552,4 |
|продолжение таблицы№7 |
| | | | | | | | | |
|1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |
|7 |52,1 |38 |0,4 |0,3 |1,33 |39,2 |28,6 |48,5 |
|8 |121,8 |92,4 |0,5 |0,4 |1,25 |97,4 |73,9 |122,3 |
|9 |176,5 |158,3 |0,5 |0,4 |1,25 |141,2 |126,6 |189,7 |
|10 |785 |947,7 |0,6 |0,5 |1,2 |654 |789,8 |1025,4 |
|6 кВ|780 |374,4 |0,65 |0,6 |1,08 |722,2 |346,7 |801 |
|11 |817,7 |1004,2 |0,6 |0,5 |1,2 |654 |789,6 |1025,4 |
|6кВ |780 |374,4 |0,65 |0,6 |1,08 |722,2 |346,7 |801 |
|12 |307,2 |389 |0,5 |0,4 |1,25 |245,8 |311,2 |396,6 |
|13 |538 |568,8 |0,6 |0,5 |1,2 |448,3 |473,8 |652,3 |
|14 |34,8 |25,3 |0,4 |0,3 |1,33 |26,2 |19 |32,4 |
|15 |62,9 |46,4 |0,4 |0,3 |1,33 |47,3 |34,8 |58,7 |
|16 |74 |51,7 |0,5 |0,4 |1,25 |59,2 |41,46 |72,2 |
|17 |9,8 |5,9 |0,4 |0,3 |1,33 |7,4 |4,4 |8,6 |
|18 |99 |59,4 |0,5 |0,4 |1,25 |79,2 |47,5 |92,4 |
|19 |313,9 |275,2 |0,5 |0,4 |1,25 |251,1 |220,2 |334 |
|20 |336,9 |352,8 |0,6 |0,5 |1,2 |280,8 |294 |406,6 |
|21 |50,5 |50,3 |0,3 |0,2 |1,5 |33,7 |33,5 |47,5 |
|22 |2560 |-1240 |0,8 |0,7 |1,14 |2245,6|-1087,7|2495,2 |