–PAGE_BREAK–
Явочная численность эксплуатационного персонала вычисляется как
(13.7)
где nСМ – количество рабочих смен в течении суток для расчетного предприятия (для данного промышленного предприятия nСМ принимается равным 2).
явочная численность эксплуатационного персонала
Суточная численность обслуживающего персонала определяется по формуле
(13.8)
где КИРГ – коэффициент использования рабочего года (КИРГ=0,812 – см. таблицу 13.1).
суточная численность обслуживающего персонала
Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов рассчитывается по формуле
(13.9)
где ΣТ – суммарная трудоемкость электрохозяйства предприятия (ΣТ приведена в таблице 13.2 и равна 52020,955 ч);
ФД – действительный фонд рабочего времени (ФД=1629,64 ч – см. таблицу 13.1);
КВН – коэффициент выполнения нормы (КВН принимается равным 1,1).
требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов
Основная заработная плата рабочих эксплуатационников вычисляется по формуле
(13.10)
где βПР – коэффициент, учитывающий премиальные выплаты (bПР = 1,1);
КТ=30% — для г.Владивостока;
Зi – часовая тарифная ставка (для 4-го разряда Зi составляет 17 руб за час).
основная заработная плата рабочих эксплуатационников
Дополнительная заработная плата составляет 50% от основной заработной платы
(13.11)
дополнительная заработная плата
Основная заработная плата ремонтных рабочих будет определяться по формуле
(13.12)
где Зi – часовая тарифная ставка (для 4-го разряда Зi составляет 16 руб за час).
Основная заработная плата ремонтных рабочих
Дополнительная заработная плата ремонтных рабочих берется из расчета 50%-ов от основной заработной платы
(13.13)
дополнительная заработная плата ремонтных рабочих
Общий годовой фонд по рабочим рассчитывается как
(13.14)
общий годовой фонд по рабочим
Полный годовой фонд заработной платы ИТР вычисляется по формуле
(13.15)
где ОКi – должностные оклады (на предприятии работают главный энергетик и два мастера: главный энергетик – ОК=5300руб, мастер ОК=4000руб).
полный годовой фонд заработной платы ИТР
Общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия определяется по формуле
(13.16)
общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия
13.3 Определение годовых отчислений на социальные нужды
Отчисления на социальные нужды производятся в соответствии с существующими параметрами во внебюджетные социальные фонды.
Расчет отчислений на социальные нужды производится по следующей формуле
(13.17)
где aСН – норма отчислений на социальные нужды (aСН принимается равной 26,2%).
отчисления на социальные нужды
13.4 Определение годовых амортизационных отчислений на
реновацию
Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам на реновацию в процентах от первоначальной стоимости электротехнического оборудования и внутризаводских электрических сетей по следующей формуле
(13.18)
где НРЕНАi – норма амортизационных отчислений на реновацию:
– для силового электротехнического оборудования U до 150 кВ– НРЕНА=3,5 %;
– для синхронных и асинхронных двигателей – НРЕНА=5,3 %;
– для силовых кабелей – НРЕНА=4 %;
– Кi – капитальные затраты на электротехническое оборудование и внутризаводские электрические сети. Расчет данных капитальных затрат приведен в таблице 13.3.
Таблица 13.3 Расчет капитальных затрат на электротехническое оборудование и внутризаводские электрические сети
№
Наименование оборудования
Количество оборудования, шт./км
Стоимость единицы оборудование, тыс.руб (на1.01.2005г.)
Общая стоимость оборудования, тыс.руб
1
КТП
2
316,65
633,3
2х200 кВ∙А
2
535,12
1070,24
2х400 кВ∙А
30
368,55
11056,5
2
Ячейки ВВЭ-10
2
80,67
161,34
3
Ячейка ТСН
6
80,67
484,02
4
Ячейка трансформаторов напряжения и разрядников
2
63,47
126,94
5
Ячейка трансформаторов напряжения на ДСП
6
БСК
2
185,22
370,44
УКЛ(П)-10,5 (900 кВар)
7
КЛ-ААБ сечением:
1,867
125,7
234,6819
до 70 мм2
2,356
162,12
381,95472
95 мм2 и выше
2
316,65
633,3
Годовые амортизационные отчисления на реновацию
13.5 Определение годовых отчислений в ремонтный фонд
Годовые отчисления в ремонтный фонд определяются по формуле
(13.19)
где НК.РЕМА – норма амортизационных отчислений в ремонтный фонд (принимается равной 2,9%).
∑К – общие капиталовложения в электротехническое оборудование и внутризаводские сети (∑К=14519,417 тыс.руб).
годовые отчисления в ремонтный фонд
13.6 Расчет стоимости материалов, расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия за год
Стоимость затрат на материалы определяется в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования
(13.20)
где αМ – норма отчислений на расходуемые материалы при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия (αМ принимается равной 60%);
ИОЗ.П.І – годовые отчисления на основную заработную плату эксплуатационных и ремонтных рабочих.
Годовые отчисления на основную заработную плату вычисляются по формуле
(13.21)
годовые отчисления на основную заработную плату эксплуатационных и ремонтных рабочих
Стоимость материалов
13.7 Определение прочих ежегодных затрат
Величина прочих затрат определяется по формуле
(13.22)
где αПР. – норма отчислений на прочие затраты (αПР. принимается равной 25%).
прочие ежегодные затраты
13.8 Расчет электроэнергетической составляющей себестоимости
продукции промышленного предприятия
Электроэнергетическая составляющая полной себестоимости продукции промышленного предприятия определяется формулой
(13.23)
Электроэнергетическая составляющая полной себестоимости продукции промышленного предприятия
13.9 Расчет удельной величины энергетической составляющей
себестоимости продукции
Результаты расчетов и затрат сводятся в таблицу 13.4 и определяются суммарные затраты промышленного предприятия, обусловленные использованием электроэнергии.
Таблица 13.4 Расчет суммарных затрат
Наименование
Величина затрат, тыс.руб
В % к итогу
Стоимость потребленной электроэнергии за год
189950,7
97,12%
Годовая заработная плата рабочих и ИТР
2445,548
1,25%
Годовые отчисления на социальные нужды
640,734
0,33%
Годовые амортизационные отчисления на реновацию
511,262
0,26%
Годовые отчисления в ремонтный фонд
421,063
0,22%
Стоимость расходуемых материалов
886,926
0,45%
Прочие ежегодные затраты
719,1
0,37%
Итого (ИΣ)
195575,363
100,00%
Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции рассчитывается по формуле
(13.24)
удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции
14 РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ ГПП. СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ
14.1 Назначение и принцип действия защитного заземления
Заземление электроустановок осуществляется преднамеренным соединением их с заземляющим устройством.
Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя -металлических проводников (электродов), соединенных между собой и находящихся в непосредственном соприкосновении с землёй и заземляющих проводников, соединяющие заземляемые части электроустановок с заземлителем.
Назначение защитного заземления — устранение опасности поражения током в случае прикосновению к корпусу электроустановки и другим нетоковедущим металлическим частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам.
Принцип действия защитного заземления — снижение до безопасных значений напряжений прикосновения и шага, обусловленных замыканием на корпус и другими причинами. Это достигается путем уменьшения потенциала заземленного оборудования (уменьшением сопротивления заземлителя), а также путем выравнивания потенциалов основания, на котором стоит человек, и заземленного оборудования (подъемом потенциала основания, на котором стоит человек, до значения, близкого к значению потенциала заземленного оборудования).
14.2 Выбор предварительной схемы заземляющего устройства на
ГПП
В установках напряжением выше 1000 В с эффективно заземленной нейтралью при выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований, предъявляемых к его сопротивлению, размещение электродов должно обеспечить возможно полное выравнивание потенциала на площадке, занятой электрооборудованием.
С этой целью заземлитель должен быть выполнен в виде горизонтальной сетки из продольных и поперечных проводников, уложенных в земле на глубине 0,5-0,7 м, и вертикальных электродов. При этом контурный электрод, образующий периметр сетки, должен охватывать все сооружения защищаемого объекта.
Продольные проводники сетки прокладывают вдоль осей электрооборудования и конструкций со стороны обслуживания на расстоянии 0,8-1,0 м от фундамента или основания оборудования.
Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли. Расстояния между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки.
Если контур заземляющего устройства располагается в пределах внешнего ограждения электроустановки, то у входов и въездов на ее территорию следует выравнивать потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей у внешнего горизонтального заземлителя напротив входов и въездов. Вертикальные заземлители должны иметь длину 3-5 м, а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда.
Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, также должно иметь заземлитель в виде сетки. При этом размещение продольных и поперечных заземлителей должно определяться требованиями ограничения напряжений прикосновения до нормированных значений и удобством присоединения заземляемого оборудования.
Расстояния между продольными и поперечными горизонтальными искусственными заземлителями не должно превышать 30 м, а глубина заложения их в грунт должна быть не менее 0,3 м. У рабочих мест допускается прокладка заземлителей на меньшей глубине, если необходимость этого подтверждается расчетом, а наличие их не снижает удобства обслуживания электроустановки и срока службы заземлителей. Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест в обоснованных случаях может быть сделана подсыпка щебня слоем толщиной 0,1 — 0,2 м.
Во всех случаях следует:
Заземляющие проводники, присоединяющие оборудование или конструкции к заземлителю, прокладывать в земле на глубине не менее 0,3 м. Вблизи мест расположения заземляемых нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители (в четырех направлениях);
При выходе заземляющего устройства за пределы ограждения электроустановки горизонтальные заземлители, находящиеся вне территории электроустановки, прокладывать на глубине не менее 1 м. Внешний контур заземляющего устройства в этом случае рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами.
Внешнюю ограду электроустановок не рекомендуется присоединять к заземляющему устройству. Если от электроустановки отходят воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше, то ограду следует заземлять с помощью вертикальных заземлителей длиной 2-3 м, установленных у ее стоек по всему периметру через 20-50 м. Такие заземлители не требуются для ограды с металлическими стойками и со стойками из железобетона, арматура которых электрически соединена с металлическими звеньями ограды.
Не следует устанавливать на внешней ограде электроприемники напряжением до 1000 В, которые питаются непосредственно от понижающих трансформаторов, расположенных на территории электроустановки. При размещении электроприемников на внешней ограде их питание следует осуществлять через разделяющие трансформаторы. Эти трансформаторы не допускается устанавливать на ограде. Линия, соединяющая вторую обмотку разделяющего трансформатора с электроприемником, расположенным на ограде, должна быть изолирована от земли исходя из расчетного значения напряжения на заземляющем устройстве.
Во избежание выноса потенциала не допускается питание электроприемников, находящихся за пределами заземляющих устройств электроустановок напряжением выше 1000 В сети с эффективно заземленной нейтралью, от обмоток напряжением до 1000 В с заземленной нейтралью трансформаторов, находящихся в пределах контура заземляющего устройства.
14.3 Расчет сложного заземлителя в двухслойной земле
Цель расчета защитного заземлителя: определить основные параметры заземления — число, размеры и порядок размещения одиночных заземлителей и заземляющих проводников, при которых напряжения прикосновения и шага в период замыкания фазы на заземленный корпус не превышают допустимых значений.
Данные для расчета:
Расчет ведем для понижающей подстанции ГПП, которая имеет два трансформатора 110/10 кВ с эффективно заземленной нейтралью со стороны 110 кВ;
Территория подстанции занимает площадь S = 1645,2 м2;
Заземлитель предполагаем выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 4 х 40 мм и вертикальных стержневых электродов длиной lв = 5 м, диаметром d = 12 мм, глубина заложения электродов в землю t = 0,8 м;
Удельное сопротивление верхнего слоя земли в месте сооружения заземления (торф) по таблице 3.10 /15/ принимаем r1 = 20 Ом×м; удельное сопротивление нижнего слоя (глина каменистая) принимаем r1 =100 Ом×м, мощность верхнего слоя земли h1 = 2,8 м;
В качестве естественного заземлителя принимается металлическая оболочка кабеля – Rкаб = 1 Ом.
Расчетный ток замыкания на землю на стороне 110 кВ определяем по формуле:
(14.1)
где Е* — ЭДС энергосистемы, принимаем 1;
= 0,863 — результирующие сопротивления прямой и обратнойпоследовательности до точки короткого замыкания в относительных единицах.
– результирующие сопротивление нулевой последовательности до точки короткого замыкания в относительных единицах определяем по формуле:
(14.2)
= 1,71 о.е.
Расчетный ток замыкания на землю составит:
= 3,94 кА
Требуемое сопротивление искусственного заземлителя рассчитывается по формуле
(14.3)
где RE — сопротивление растеканию естественного заземлителя (RЕ= RKAB=1);
R3 — требующееся сопротивление заземлителя (согласно /6/ для U=110 кВ — R3 = 0,5 Ом).
Требуемое сопротивление искусственного заземлителя
= 1 Ом
Составляем предварительную схему заземлителя, приняв контурный тип заземлителя, то есть в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых (длиной lв =5 м) электродов. Вертикальные электроды размещаем по периметру заземлителя (см. рисунок 14.1).
продолжение
–PAGE_BREAK– продолжение
–PAGE_BREAK–
продолжение
–PAGE_BREAK–
продолжение
–PAGE_BREAK–
продолжение
–PAGE_BREAK–Результаты определения центра электрических нагрузок сведены в таблицу 3.9.
Таблица 3.9 Определение центра электрических нагрузок предприятия
№
Наименование цеха
Рр, кВт
Х, м
У, м
ХiРр
УiРр
1
Главный корпус
2102,96
246
279
517328,16
586725,84
2
Блок вспомогательных цехов
1164,96
75
279
87372
325023,84
3
Моторный цех
594,96
450
279
267732
165993,84
4
Литейный цех
4528,04
204
105
923720,16
475444,2
5
Кузнечный цех
511,76
492
120
251785,92
61411,2
6
Деревообделочный, модельный
142,59
558
321
79565,22
45771,39
7
Склад леса
35,32
558
231
19708,56
8158,92
8
Компрессорная
2045,12
351
126
717837,12
257685,12
9
Материальный склад
42,16
630
279
26560,8
11762,64
10
Склад сжатых газов
22,03
99
99
2180,97
2180,97
11
Насосная 2-го подъема
2352,97
96
144
225885,12
338827,68
12
Склад и регенерация масла
171,2
690
321
118128
54955,2
13
Склад химикатов
24,86
690
249
17153,4
6190,14
14
Тепловозное депо
515,02
570
18
293561,4
9270,36
15
Столовая
54,53
72
414
3926,16
22575,42
16
Заводоуправление(3 этажа)
75,9
174
408
13206,6
30967,2
17
Проходные, на каждую
7,47
231
408
1725,57
3047,76
Проходные, на каждую
7,47
6
189
44,82
1411,83
Проходные, на каждую
7,47
744
93
5557,68
694,71
18
Лаборатория
103,9
309
408
32105,1
42391,2
19
Гараж
56,77
396
411
22480,92
23332,47
20
Экспериментальный цех
245,97
540
420
132823,8
103307,4
Сумма
14813,4
3760389
2577129
Х0, м
253,85
Y0, м
173,97
4. Выбор числа и мощности трансформаторов на ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ
Основными требованиями при выборе числа трансформаторов ГПП являются: надежность электроснабжения потребителей, а также минимум приведенных затрат на трансформаторы. Надежность электроснабжения потребителей II категории обеспечивают резервами, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала.
Применяются двух трансформаторные подстанции, которые экономически более целесообразны чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов.
4.1. Определение расчетной активной мощности, предприятия и реактивной мощности, получаемой от энергосистемы
Расчетная активная мощность
, (4.1)
где Рмå(0,4кВ) — суммарная активная мощность цеховых трансформаторных подстанций с учетом потерь, кВт;
Рмåв/в — суммарная активная высоковольтная мощность Рмåв/в = 8130 кВ
, кВт
Определение оптимальной реактивной мощности Qэ1, передаваемой из энергосистемы в сеть в период максимальных нагрузок энергосистемы.
Расчет Qэ1 производится двумя способами.
I способ (4.2)
где a = 0,25 при Uн = 110 кВ и 0,2 при Uн = 35 кВ.
Расчет приводится для напряжений 110 и 35 кВ
квар
квар
II способ
, (4.3)
где QмS — суммарная реактивная мощность, квар;
Qсд.эS — мощность вырабатываемая СД, квар;
Nсд — количество установленных СД
, (4.4)
где Qр — суммарная мощность цеховых ТП с учетом потерь
Qв/в — суммарная мощность высоковольтной нагрузки 10 кВ.
квар
Экономически целесообразную загрузку по реактивной мощности определяют по формуле:
, (4.5)
где Qн.сд — номинальная мощность СД;
Звк — удельная стоимость 1 квар конденсаторной батареи;
К1сд, К2сд — потери в СД, при его номинальной реактивной мощности;
Срп — расчетная стоимость потерь, принимается 557,8 руб (за год умножается на 12).
, (4.6)
где Ен, Еа, Етр — нормативные коэффициенты для линий, оборудования и НБК, приведены в таблице 4.1;
DРуд — удельные потери мощности, равные 0,003 кВт;
Qбат — мощность НБК, принятая равной 330 квар из условия Qбат ³ Qн. сд;
Кяч, Кбат — стоимость ячейки КРУ и НБК мощностью 330 квар, с учетом НДС принимаемые Кбат = 132,2 тыс. руб. (прайс-лист ООО «Энергопромавтоматика»), Кяч = 264,65 тыс. руб. (прайс-лист «Волготехкомплект»).
Таблица 4.1 Нормативные коэффициенты
Наименование элемента
Коэффициенты
Сравнительной эффективности капитальных вложений, Ен
Амортизационных отчислений,
Еа
Текущего ремонта,
Етр
Воздушная линия
0,12
0,028
0,004
Кабельная линия
0,12
0,03
0,015
Оборудование
0,12
0,063
0,01
НБК
0,12
0,075
0,008
Определение Звк производится по формуле (4.6)
= 0,256 тыс. руб.
Определение Qсд.эS производится по формуле (4.5)
квар
Если окажется, что Qсд.эS > Qсд, то принимаем Qсд.эS = Qсд, определяемый по формуле
, (4.7)
где Ксд — коэффициент загрузки СД по активной мощности
, (4.8)
где Рнз, Рн — заданная и номинальная мощности СД, соответственно 1417,5 и 630 кВт,
квар
квар
При дальнейшем расчете используются наименьшее значение Qэ1, т.е. значение Qэ1 рассчитанное I способом по формуле (4.2)
квар
квар
4.2. Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП
Как было отмечено выше, основную долю нагрузки предприятия составляют потребители II категории, для питания которых используются два масляных трансформатора.
Выбор мощности производится для двух напряжений: 110кВ и 35 кВ.
Определение полной мощности производится по формуле
, (4.9)
где Крм — коэффициент разновременности максимума нагрузок, равный 0,95;
РS — принимается равной РрS = 14497,05 кВт;
Qэ1 — принимается равной квар для 110 и квар для 35 кВ.
Для 110 кВ
кВА
Если на ГПП устанавливается два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию
, (4.10)
кВА
где Кз — коэффициент загрузки равный 0,8.
Выбор силового трансформатора производится по таблице 5.2.2 /15/.
Расчет и выбор силового трансформатора на 35 кВ производится аналогично и сводится в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 Паспортные данные силового трансформатора
Uн, кВ
Расчет
Тип, мощность и количество трансформаторов
Потери, кВт
Iхх,
%
Uкз,
%
Sм.гпп,
кВА
Sном.т,
кВА
ХХ
КЗ
110
14943,21
9339,51
2хТДН-10000/110
15,5
60,0
0,7
10,5
35
14784,14
9240,09
2хТМ-10000/35
14,5
65,0
0,8
7,5
4.3. Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторах
Данный расчет производится аналогично п. 3.5.
Результаты расчетов сведены в таблицу 4.3
Потери энергии в трансформаторе DWтр определяются по следующей формуле:
, (4.11)
где Твкл — время включения, принимаемое равным 8760 ч.
tм — время максимальных потерь, равное 4573,8 ч.
622315,78 кВт ч
Определение потерь мощности и энергии, в трансформаторах на 35 кВ производится аналогичным образом и сводится в таблицу 4.3.
Таблица 4.3 Потери мощности и энергии в трансформаторах
Uн, кВ
Sн.тр кВА
Кз
Pтп, кВт
Qх, квар
Qк, квар
Qтп, квар
P`х, кВт
P`к, кВт
Pтп, кВт
Wтр, кВт ч
110
10000
0,75
98,5
70
1050
1321,25
19
112,5
164,56
911751,56
35
10000
0,74
100,19
80
750
981,4
18,5
102,5
149,26
837565,64
5. Выбор принципиальной схемы подстанции
Выбирается схема ГПП с перемычкой с высокой стороны, что повышает надежность электроснабжения. При нормальном режиме перемычка разомкнута. ГПП выполнена на основе блочного типа КТПБ-110/10.
Упрощенная схема ГПП приведена на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 Типовая схема подстанции 110/10кВ.
6. Выбор рационального напряжения питающих ЛЭП
6.1. Расчет и проверка питающих ЛЭП
Выбор питающих ЛЭП производится по экономической плотности тока.
Определение экономического сечения производится по формуле
, (6.1)
где Iм — допустимый ток, А;
Jэ — экономическая плотность тока, принимаемая по таблице 1.3.36 /6/
, (6.2)
где Sм — суммарная полная мощность с учетом потерь.
, (6.3)
Производится расчет на наряжение110 кВ
кВА
А,
мм2
Принимается провод АС-70/11 с допустимым током Iдоп=265 А, Ro = 0,43 Ом/км
Проверка по допустимому току
, (6.3)
А
Данный провод удовлетворяет условиям короны – сечение провода должно быть не меньше 70 мм2
Расчет на 35 кВ производится аналогично данные сведены в таблицу 6.1.
При строительстве ЛЭП принимается железобетонные опоры с двусторонним питанием.
6.2. Определение потерь энергии в ЛЭП
Расчет потерь энергии в ЛЭП DWа производится по формуле
, (6.4)
где n — число питающих линий, равное 2;
R — сопротивление линии, Ом
, (6.5)
где L — длина ЛЭП, принимаемая равной 27 км, см.п. 1.1;
Rо — удельное сопротивление линии.
Расчеты для ЛЭП на 110 и 35 кВ сводятся в таблице 6.1.
Таблица 6.1 Технико-экономические характеристики ЛЭП.
Uн, кВ
Sм, кВА
Iм, А
Fэ, мм2
Iдоп, А
Ro, ом/км
Марка провода
tм, ч
Wа, кВт×ч
110
15473,23
40,61
36,92
265
0,43
АС-70/11
4573,8
500390,19
35
14930,53
123,14
111,95
390
0,25
АС-120/19
4573,8
2808862,6
6.3. Технико-экономическое обоснование напряжения питающих
ЛЭП с учетом стоимости ГПП.
Схема подключения завода к шинам районной подстанции
Рис. 6.1. а) Электроснабжение предприятия на U = 110 кВ
б) Электроснабжение предприятия на U = 35 кВ
Окончательное решение о принятии варианта напряжения питающих линий должно обосновываться технико-экономическими показателями системы в целом.
Схема внешнего электроснабжения приведена на рис. 6.1.
Минимум приведенных затрат
(6.6)
где (см. таблица 4.1);
— полная стоимость сооружения ЛЭП;
— полная стоимость оборудования ГПП;
— стоимость издержек на потери в ЛЭП;
– стоимость издержек на потери в трансформаторах.
Стоимость сооружения ЛЭП рассчитывается по формуле:
(6.7)
где — удельная стоимость сооружения 1 км ЛЭП;
— коэффициент удорожания;
— длина ЛЭП.
Стоимость оборудования ГПП рассчитывается по формуле:
(6.8)
где – стоимость разъединителей;
– стоимость выключателей;
– стоимость ОПН;
– стоимость короткозамыкателей;
– стоимость отделителей;
– стоимость трансформаторов.
Издержки на потери в ЛЭП рассчитываются по формуле:
(6.9)
где – стоимость 1 кВт×ч потерь.
Издержки на потери в трансформаторах рассчитываются по формуле:
(6.10)
Стоимость 1 кВт заявленной мощности рассчитывается по формуле:
(6.11)
где , – для 35 кВ, , – для 110 кВ,ч.
1) Рассчитаем капитальные затраты для напряжения 35 кВ:
Издержки на потери в ЛЭП:
— издержки на потери в трансформаторах:
– стоимость сооружения ЛЭП:
Стоимость оборудования ГПП:
– стоимость разъединителей РНДЗ – 35/400 УХЛ 1
– стоимость выключателей ВВС-35-20/630 УХЛ1
– стоимость ОПН -35/40,5/10/1 – III УХЛ 1
– стоимость короткозамыкателей КЗ – 35
– стоимость отделителей ОД – 35/600
– стоимость трансформаторов ТМ – 10000/35
– стоимость ГПП
Капитальные затраты на 35 кВ:
2) Рассчитаем капитальные затраты на 110 кВ:
– издержки на потери в ЛЭП:
– издержки на потери в трансформаторах:
– стоимость сооружения ЛЭП:
Стоимость оборудования ГПП:
– стоимость разъединителей РДЗ-110/1000 — УХЛ1
.
– стоимость выключателей ВВС-110-20/630 УХЛ1
– стоимость ОПН 110/73/10 400 1 УХЛ 1
– стоимость короткозамыкателей КЗ-110
– стоимость отделителей ОД-110/600
– стоимость трансформаторов ТДН-10000/110
– стоимость ГПП
Капитальные затраты на 110 кВ:
Сравнение приведенных затрат показывает, что стоимость варианта электроснабжения на напряжение 110 кВ с учетом ГПП меньше варианта на 35 кВ. Поэтому для дальнейших расчетов принимается схема внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ.
7. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения
Расчетная реактивная нагрузка в сетях 6-10 кВ промышленных предприятий Qвбк определяется по формуле
, (7.1)
где SQвк(тп) — суммарная реактивная мощность нагрузки на шинах 10 кВ с учетом потерь в ТП;
SQв/в — суммарная реактивная мощность высоковольтной нагрузки, без учета СД.
квар
Выбирается ВБК типа 2хУКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 У1
Итоговая мощность Qвбк с учетом выбранных батарей составляет
квар
8. Расчет сети внутризаводского электроснабжения
8.1. Уточнение схемы электроснабжения с учетом высоковольтной
нагрузки и расчет сечений кабельных линий.
Расчет сечения кабельных линий выбирается по экономической плотности тока с последующей проверкой по длительно допустимым токовым нагрузкам нормального и аварийного режима и по термической стойкости к токам КЗ.
продолжение
–PAGE_BREAK–
продолжение
–PAGE_BREAK–rтр = (9.6)
Х3 =
r3 =
— кабельные линии:
Хкл = Худвл×L× (9.4)
rкл = rудвл×L× (9.5)
где n – количество кабельных линий.
Х4 = 0,075×0,06×= 0,024
r4 = 0,129×0,06×= 0,042
Расчеты для остальных кабельных линий аналогичны и сведены в таблицу 9.1.
Рисунок 9.1. Схема замещения для расчета токов к.з.
Таблица 9.1 Расчет сопротивлений кабельных линий
№ линии
Sб, МВА
Uб, кВ
Х0, Ом/км
R0, Ом/км
L, км
n
Xкл, о.е.
Rкл, о.е.
4
1200,00
10,5
0,075
0,129
0,06
2
0,024
0,042
5
1200,00
10,5
0,113
1,94
0,09
2
0,055
0,950
6
1200,00
10,5
0,09
0,62
0,18
2
0,088
0,607
7
1200,00
10,5
0,113
1,94
0,018
2
0,011
0,190
8
1200,00
10,5
0,095
0,89
0,045
2
0,023
0,218
9
1200,00
10,5
0,099
1,24
0,075
2
0,040
0,506
10
1200,00
10,5
0,099
1,24
0,12
2
0,065
0,810
Расчет токов к.з. для точки К1
Iк1 = , (9.5)
где Х1S — суммарное сопротивление до точки к.з.
Х1S = Х1 + Х2
Х1S = 0,32 + 1,09 = 1,41
r1S = r2
r1S = 1,05
Суммарное сопротивление определяется по формуле 9.4
z1S = = 1,76
Iк1 = = 3,42 кА
Определяем ударный ток в точке К1
(9.6)
где Ку – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Та апериодической составляющей тока к.з.
, (9.7)
где w = 2×p×f = 2×p×50 = 314 – уголовая частота
= 0,004 с.
(9.8)
= 1,796
Тогда ударный ток в точке К1 составляет:
= 5,31 кА
Наибольшее действующее значение ударного тока к.з.
(9.9)
= 3,46 кА
Токи к.з. для остальных точек рассчитываются аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 9.2.
Таблица 9.1 Расчет токов короткого замыкания
Х, о.е.
r, о.е.
z, о.е.
Та, с
Ку
Iкп, кА
iу, кА
Iу, кА
К1
1,41
1,05
1,76
0,004
1,796
3,42
8,70
5,16
К2
14,01
1,77
14,12
0,025
1,673
4,67
11,05
6,45
К3
14,090
2,762
14,36
0,016
1,540
4,60
10,01
5,78
К4
14,109
2,567
14,34
0,018
1,565
4,60
10,18
5,89
К5
14,033
1,988
14,17
0,022
1,641
4,66
10,80
6,28
К6
14,074
2,494
14,29
0,018
1,573
4,62
10,27
5,94
К7
14,138
3,304
14,52
0,014
1,480
4,54
9,51
5,49
При определении токов к.з. учитывается подпитка от двигателей высокого напряжения: подпитку от синхронных двигателей учитывают как в ударном, так и в отключаемом токе к.з; подпитку от асинхронных двигателей – только в ударном токе к.з.
Сверхпереходный ток синхронного двигателя определяется по выражению:
(9.10)
где – сверхпереходная ЭДС;
– сверхпереходное сопротивление двигателя по продольной оси;
, – внешние сопротивления в расчете не учитываются, так как они малы.
(9.11)
где n – число двигателей.
= 95,24
= 0,76 кА
= 1,96 кА
Максимальный ток подпитки от асинхронных двигателей определяется по выражению:
(9.12)
= 227,5 А
Тогда с учетом подпитки от токов к.з.
— для точки К2: Iкп = Iкп сист +2×;
— для точки К3:
— для точки К4: Iкп = Iкп сист + ;
Таблица 9.2 Расчет токов короткого замыкания с учетом подпитки от двигателей
Х, о.е.
r, о.е.
z, о.е.
Та, с
Ку
Iкп, кА
iу, кА
Iу, кА
К1
1,41
1,05
1,76
0,004
1,796
3,42
8,70
5,16
К2
14,01
1,77
14,12
0,025
1,673
6,19
15,43
7,92
К3
14,090
2,762
14,36
0,016
1,540
4,60
10,24
5,78
К4
14,109
2,567
14,34
0,018
1,565
5,36
12,14
6,86
К5
14,033
1,988
14,17
0,022
1,641
4,66
10,80
6,28
К6
14,074
2,494
14,29
0,018
1,573
4,62
10,27
5,94
К7
14,138
3,304
14,52
0,014
1,480
4,54
9,51
5,49
10 КОМПОНОВКА ГПП, РП, ЦТП
10.1. Компоновка РП
Схема снабжения предприятия имеет два РП. РП укомплектованы камерами типа КСО-285. Все РП, включая РП ГПП, выполнены двухсекционными на напряжении 10 кВ. От РП ГПП запитаны РП1 и РП2. От РП1 запитаны ТП1, ТП3 и ТП8. От РП2 запитаны ТП2, ТП4, ТП5, ТП6 и ТП7.
На каждой секции сборных шин РП установлены трансформаторы напряжения, служащие для подключения измерительных приборов учета, контроля электроэнергии и релейной защиты.
10.2. Компоновка ЦТП
В проекте к установке предусматриваются комплектные ТП предприятия «Волготехкомплект» с трансформаторами по 400 и 250 КВА. Тип — КТПГ-250/10, КТПГ-400/10.
На стороне 10 кВ установлены шкафы ввода ШВВ-3 в которых установлены выключатели нагрузки типа ВНМ, а так же силовые предохранители типа ПКТ 101-10.
На стороне 0,4 кВ прием и распределение энергии со шкафов ШНВ-3У3 в которых установлены выключатели ВА 55-43. Для секционирования шин 0,4 кВ применяются шкафы типа ШНС-2 с секционными выключателями ВА 55-41.
10.3. Проверка аппаратов
10.3.1. Проверка оборудования на стороне 110 кВ
Результаты расчетов и номинальные параметры аппаратов сводятся в таблицу 10.1.
При проверке на термическую стойкость используется выражение теплового импульса:
Вк = (Iп0)2(tоткл + Ta), кА2сЅ (10.1)
tоткл = tрз max + tпв — время отключения короткого замыкания, с,
tрз max = 1 с – максимальное время действия релейной защиты,
tпв = 0,04 с – полное время отключения выключателя,
Ta = 0,045 с – постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Вк = (3,42)2(1+0,04 + 0,004) = 12,69 кА2сЅ
Таблица 10.1 Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов
Условия выбора
Расчетные данные сети
Каталожные данные
разъединитель РДЗ-110/1000
короткозамы-катель КЗ-110
отделитель ОДЗ-110/600
По номинальному напряжению
Ucном ≤ Uном
Ucном = 110кВ
Uном = 110 кВ
Uном = 110 кВ
Uном = 110 кВ
По номинальному длительному току
Iрасч ≤ Iном
Iрасч = 39,63 А
Iном = 1000 А
—
Iном =600 А
По электродинамической стойкости
iу ≤ iдин
iуд = 8,70 кА
iдин = 63 кА
iдин = 42 кА
iдин = 80 кА
По термической стойкости
Вк ≤
Вк = 12,69 кА2сЅ
=252×3 = 1875 кА2×с
=12,52×3 = 468,75 кА2×с
=12,52×3 = 468,75 кА2×с
10.3.1 Проверка выключателей
Результаты расчета и номинальные параметры выключателей сведены в таблицу 10.2.
— для ВВЭ-М-10-20:
tпо = 0,04 с;
t = tрз min + tпо = 0,01+0,04 = 0,05 с
b » 32%.
iat = = = 1,18 кА
9,93 кА
Вк = ()2(1+0,04 + 0,025) = 40,8 кА2сЅ
Таблица 10.2 Сводная таблица по выбору выключателей
Условия выбора
Расчетные данные сети
ВВЭ-М-10-20
Расчетные данные сети
Выключатель нагрузки
Ucном ≤ Uном
Ucном = 10 кВ
Uном = 10 кВ
Ucном = 10 кВ
Uном = 10 кВ
Iрасч ≤ Iном
Iрасч = 297,61 А
Iном = 1000 А
Iрасч = 51,03 А
Iном = 400 А
Iкп ≤ Iпр.с
Iкп = 6,19 кА
Iпр.с = 20 кА
Iкп = 4,66 кА
Iпр.с = 20 кА
iу ≤ iдин
iу = 15,43 кА
iдин = 52 кА
iу = 10,80 кА
iдин = 30 кА
Iпt ≤ Iоткл.ном
Iпt = 6,19 кА
Iоткл.ном = 20 кА
Iпt = 4,66 кА
Iоткл.ном = 20 кА
≤
=
= 9,93 кА
37,335 кА
—
—
Вк ≤
Вк = 40,8 кА2сЅ
= 202×3 =
= 1200 кА2×с
—
—
По результатам проверки выключатели проходят по всем параметрам. Окончательно устанавливаются на вводах ГПП выключатель ВВЭ-М-10-20 с Iном = 1000 А. В ячейках РУ ГПП устанавливаются выключатели того же типа с Iном = 630 А
10.3.2 Выбор предохранителей на ТП со стороны 10 кВ
ПКТ 101-10
Предохранители проверяются по следующим параметрам:
1. номинальное напряжение сети
Ucном ≤ Uном
Ucном = 10 кВ
Uном = 10 кВ
2. номинальный ток плавкой вставки и номинальный ток патрона предохранителя для защиты трансформатора со стороны высокого напряжения должны удовлетворять условию
(10.2)
где Кн – коэффициент надежности для отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора, Кн = 1,5 – 2 при Sн.тр. ³ 160 кВА.
= 27,48 А £ 300 А
3. начальное значение периодической составляющей тока к.з. за предохранителем.
Iкп ≤ Iоткл (10.3)
где Iоткл – предельный симметричный ток отключения патрона предохранителя.
4,66 ≤ 20 кА.
11 релейная защита трансформаторов дсп
В литейном цехе установлены две дуговые сталеплавильные печи. Паспортные данные трансформатора:
Sн = 2500 кВА, Р = 2100 кВт, Uн = 10 кВ, ПВ = 75%, cosj = 0,84.
11.1 Общие положения по проектированию электропечных установок На линиях, питающих электропечные установки (трансформаторы), и самих трансформаторах должны предусматриваться устройства релейной защиты, действующие при: многофазных замыканиях в линии, питающей электропечную установку, и в трансформаторе; всех видах к.з. в трансформаторе; сверхтоках перегрузки.
Несмотря на значительную мощность трансформаторов электропечных установок, дифференциальная защита не предусматривается. Ее выполнение затруднено тем, что трансформаторы тока со стороны низшего напряжения отсутствуют или имеют характеристики, резко отличающиеся от характеристик трансформаторов тока со стороны питания.
11.2 Тип и особенности выполнения защиты Защита от многофазных замыканий на в линии и трансформаторе представляет собой максимальную токовую защиту без выдержки времени в двухфазном двух- или трехрелейном исполнении, установленную со стороны высшего напряжения за кабельной линией.
Для защиты трансформатора от всех видов повреждений внутри кожуха трансформатора используется газовая защита, которая выполняется аналогично соответствующей защите трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 6 кВ и выше.
Защита от сверхтоков перегрузки представляет собой максимальную токовую защиту в трехфазном трехрелейном исполнении, выполненную на реле с зависимой от тока характеристикой выдержки времени и установленную со стороны низкого напряжения электропечного трансформатора. Защиты действуют на отключение короткого замыкания ближайшим к месту повреждения выключателем.
11.3 Расчет защит Максимальная токовая защита от многофазных замыканий.
Ток срабатывания зашиты
, (11.1)
где – номинальный ток электропечного трансформатора, А;
– коэффициент отстройки =2,0…3,0 для руднотермическнх печей и = 3,0…4,5 для дуговых сталеплавильных печей. Повышенные значения обеспечивают отстройку от токов эксплуатационных коротких замыканий, ликвидируемых устройством автоматического регулирования мощности.
= 147,06 А (11.2)
= (441,18 ч 661,77) А
Выбирается трансформатор тока с коэффициентом трансформации:
, (11.3)
где Iт.ном – номинальный ток трансформатора на стороне ВН;
Iнн.тт – номинальный ток трансформатора тока на стороне НН (Iнн.тт = 5 А);
Ксх – коэффициент схемы (для ТТ соединенных в звезду Ксх = 1)
=
Выбирается трансформатор с типа ТОЛ-10.
Определяется ток срабатывания реле по формуле:
(11.4)
= = 14,71 ч 22,06 А.
Защита выполняется на реле типа РТ-40 в 3-х релейном исполнении (рисунок 11.1).
Газовая защита от повреждений внутри бака электропечного трансформатора.
Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена:
§ для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более;
§ для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВА и более.
Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью 1-4 МВА.
Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом преобразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления.
Принимается для установки – газовое реле РГЧЗ-66.
Сигнальный орган защиты срабатывает, когда объем газа в реле достигнет 400 см3.
Чувствительность отключающего элемента может изменяться в зависимости от скорости потока масла — 0,6 м/сек, 0,9 м/сек, 1,2 м/сек.
Выдержка времени отключающего элемента составляет 0,1ч0,15 с при скорости потока масла, превышающего его уставку в 1,5 раза.
Схема газовой защиты предусматривает перевод ее действия только на сигнал, переводом контактной накладки с цепи отключения в цепь сигнализации (рисунок 11.1).
Токовая защита от перегрузки включается через трансформаторы тока, установленные на стороне низшего напряжения.
Учитывая возможность несимметрии токов фаз, защиту от перегрузки выполняют трехфазной. Параметры ее срабатывания выбирают таким образом, чтобы при токе срабатывания
Iс.з.= (1,4… 1,5)(11.5)
выдержка времени составляла tс.з. » 10 с. При этом также обеспечивается отстройка от токов эксплуатационных к.з.
= 6275,73 А
Iс.з.= (1,4… 1,5)= (8786,02 ч 9413,60) А
Выбирается трансформатор тока с Кт = 6000/5 типа ТЛШ-10.
Ток срабатывания реле:
= = 7,32 ч 7,84 А.
продолжение
–PAGE_BREAK–
продолжение
–PAGE_BREAK–12.5 Выбор шин на НН
Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсировочном режиме и электродинамическую стойкость.
Определим расчетный максимальный ток нормального режима:
Iр.ф.=2×Iр.м.=2749,28 А.
jЭ = 1,1 для алюминиевых шин при Тmax= 4554,22 час.
Выбираем шины коробчатого сечения
qст = 2440 мм2
Iдл.доп. = 6430 А > Iр.ф = 2749,28 А.
Основные параметры шин:
h =175 мм, b=80 мм, с=8мм, r=12 мм;
моменты сопротивления Wх-х = 122 см3, Wy-y = 25 см3, Wy0-y0= 250 см3,
моменты инерции Jx-x = 1070 см4, Jy-y = 114 см4, Jy0-y0= 2190 см4.
Проверка шин на электродинамическую стойкость производится по значению ударного тока трехфазного к.з.
где Ку = 1+е–0,01/Та = 1+е–0,01/0.05= 1.8 – ударный коэффициент.
При этом должно соблюдаться условие
(12.13)
sдоп = 70 МПа
Усилие между фазами при протекании тока к.з.:
,
где l = 1,2 м – длина шины между изоляторами,
а = 0,2м – расстояние между осями соседних фаз.
Напряжение в материале шин при взаимодействии фаз, МПа:
,
т.е. условие (12.13) соблюдается.
12.6 Выбор гибких проводов на ВН и СН
Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсировочном режиме, термическую стойкость и по условиям коронирования.
Выбор проводов на ВН
jЭ = 1,1 для сталеалюминевых проводов при Тmax= 4956,31 час.
Выбираем провод АС-185/24, Iдл.доп. = 520 А
Iр.ф. = 2×Iр.м = 378,44 А, т.е. условие Iр.ф.£ Iдл.доп выполняется.
Проверка на термическую стойкость выполняется по условию:
Iн.т.³ IП1,
где IП1 = 3,12 кА – см. расчет токов к.з. для точки К-1.
С=90; tф = tРЗ + tПО + Та = 0,2+0,06+0,05=0,31с
29,9 > 3,21 кА, т.е. выбранное сечение термически стойко.
При проверке проводов по условиям коронирования должно выполняться условие:
1,07×Е £ 0,9×Е0(12.14)
где Е – напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, кВ/см;
Е0– критическая начальная напряженность поля, при которой возникает разряд в виде короны, кВ/см.
(12.15)
где r0– радиус провода, см;
r0= DПР/2=1,89/2 = 0,945
DПР – диаметр провода, /15/;
Dср – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см,
Dср = 1,26×D =1,26×400 = 504
D = 400 расстояние между проводами фаз, см.
(12.16)
где m=0,82 – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.
Определим значения Еи Е0:
условие (12.14) 1,07×15,11 = 16,17 £ 0,9×32,49 = 29,24 не выполняется.
В РУ 110 кВ для уменьшения коронирования применяют расщепление проводов фаз. Напряженность электрического поля около поверхности расщепленного провода, кВ/см:
, (12.17)
где К – коэффициент, учитывающий число проводов n в фазе;
rЭ – эквивалентный радиус расщепленного провода, см.
Возьмем число проводов в фазе n=4, тогда
,
где а= 20 см – расстояние между расщепленными проводами.
условие (12.14) 1,07×6,08 = 6,51 £ 0,9×32,49 = 29,24 выполняется
Выбор проводов на СН
jЭ = 1 для сталеалюминевых проводов при Тmax= 5888 час.
При выборе проводов до шин СН ток Iдл.доп сравниваем с форсированным током
Выбираем провод сечение 120/27 Iдл.доп. = 375 А
Iр.ф. = 2×Iр.м = 366,58 А, т.е. условие Iр.ф.£ Iдл.доп выполняется.
При выборе проводов после шин СН ток Iдл.доп сравниваем с рабочим максимальным.
где n=4 – количество отходящих линий.
.
Выбираем сечение
16/2,7 Iдл.доп. = 111 А
условие Iр.м.£ Iдл.доп выполняется.
12.7 Выбор электрических аппаратов
В РУ 110 кВ и 35кВ установим маломасляные выключатели.
Условия выбора выключателей:
Uуст £ Uном, Iр.ф. £ Iном
In £ Iн.д., iу£ iскв
In £ Iн.откл, iat£ iaн
Вк£ I2н.т. ·tн.т.
Условия выбора разъединителей:
Uуст £ Uном, Iфорс £ Iном, iу £ iскв, Вк £ I2н.т. ·tн.т.
Выбор выключателей и разъединителей на ВН
Выберем тип выключателя:
ВМТ – 110Б – 20/1000 УХЛ1
Номинальные параметры:
Uном =110 кВ; Iном = 1000 А; Iн.д. = 20 кА; iскв = 52 кА;
Iн.откл=20 кА; βн =25%; Iн.т./tн.т=20кА/3с; tпо = 0,08с; tс.в = 0,05с;
;
I2н.т. ·tн.т = 202×3=1200 кА2×с
Расчетные параметры:
где t — время от момента возникновения к.з. до начала размыкания контактов выключателя, с
t = tрзmin + tс.в= 0,01 + 0,05 = 0,06 с;
Та = 0,03 с – постоянная времени для ВЛ 110 кВ.
Тепловой импульс, кА2×с:
кА2×с,
где tотк — время отключения к.з.
tотк = tрзmax + tпо= 0,2 + 0,08 = 0,28 с.
Таблица 12.3 Условия выбора и проверки выключателей
Расчетные параметры
Условия выбора и проверки
Номинальные параметры
Uуст
110 = 110, кВ
Uном
Iр.ф.
378,44
Iном
In
3,12
Iн.д
iу
7,94
iскв
In
3,12
Iн.откл
iat
0,6
iaн
Вк
4,02
I2н.т. ·tн.т
Выберем тип разъединителей:
РНДЗ – 1 — 110/630 Т1, РНДЗ – 2 — 110/630 Т1, тип привода ПР – Т1
Номинальные параметры:
Uном = 110 кВ; Iном = 630 А; iскв = 100кА; Iн.т./tн.т=40кА/3с;
I2н.т. ·tн.т = 402×3=4800 кА2×с.
Расчетные данные такие же, как для выключателей.
Таблица 12.4 Условия выбора и проверки разъединителей
Расчетные параметры
Условия выбора и проверки
Номинальные параметры
Uуст
110 = 0, кВ
Uном
Iр.ф.
378,44
Iном
iу
7,94
iскв
Вк
3,02
I2н.т. ·tн.т
Выбор выключателей и разъединителей на СН
Выберем тип выключателя:
ВМКЭ – 35А – 16/1000 У1
Номинальные параметры:
Uном =35 кВ; Iном = 1000 А; Iн.д. = 26 кА; iскв = 45 кА;
Iн.откл=16 кА; βн =21%; Iн.т./tн.т=16,5кА/4с; tпо = 0,11с; tс.в = 0,08с;
;
I2н.т. ·tн.т = 16,52×4=1089 кА2*с
Расчетные параметры:
где t — время от момента возникновения к.з. до начала размыкания контактов выключателя, с
t = tрзmin + tс.в= 0,01 + 0,05 = 0,06 с;
Та = 0,02с – постоянная времени для ВЛ 35 кВ.
Тепловой импульс, кА2×с:
,
где tотк — время отключения к.з.
tотк = tрзmax + tпо= 0,2 + 0,08 = 0,28 с.
Таблица 12.5 Условия выбора и проверки выключателей
Расчетные параметры
Условия выбора и проверки
Номинальные параметры
Uуст
35 = 35, кВ
Uном
Iр.ф.
366,58
Iном
In
5,70
Iн.д
iу
14,51
iскв
In
5,70
Iн.откл
iat
0,09
iaн
Вк
9,75
I2н.т. ·tн.т
Выберем тип разъединителей:
РНДЗ –1–35/1000 ХЛ1, РНДЗ–2– 35/1000 ХЛ1, тип привода ПВ – 20 У2
Номинальные параметры:
Uном =35 кВ; Iном = 1000 А; iскв = 63кА; Iн.т./tн.т=25кА/4с;
I2н.т. ·tн.т = 252*4=2500 кА2×с.
Расчетные данные такие же, как для выключателей.
Таблица 12.6 Условия выбора и проверки разъединителей
Расчетные параметры
Условия выбора и проверки
Номинальные параметры
Uуст
35 = 35, кВ
Uном
Iр.ф.
366,58
Iном
iу
14,51
iскв
Вк
9,75
I2н.т. ·tн.т
13 определения удельной величины энергетической составляющей себестоимости продукции
13.1 Расчет стоимости электроэнергии, потребленной промышленным предприятием за год
Полная стоимость потребленной электроэнергии рассчитывается по формуле
(13.1)
где И’Э – стоимость потребленной электроэнергии;
ИПОТ.Э – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах (ИПОТ.Э=ИΔW(ТР-РА)= =тыс.руб).
Стоимость потребленной электроэнергии определяется по формуле
(13.2)
где а – основная ставка (а=557,8 руб/кВт – для U=20-1кВ);
в – дополнительная ставка (в=1,05 руб/кВт∙ч – для U=20-1кВ);
ΣР – суммарная активная мощность предприятия (ΣР=кВт);
ЭГОД – количество потребленной электроэнергии предприятием за год.
Потребленная электроэнергия предприятием за год вычисляется по формуле
(13.3)
потребленная электроэнергия предприятием за год
стоимость потребленной электроэнергии
полная стоимость потребленной электроэнергии
13.2 Определение годовой заработной платы рабочих и ИТР
электрохозяйства предприятия
Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо привести годовой баланс рабочего времени, а также рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия и суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства. Годовой баланс рабочего времени предоставлен в таблице 13.1.
Таблица 13.1 Годовой баланс рабочего времени
№
Наименование статей
Значение
Примечание
дни
часы
1
Календарный фонд рабочего времени
365
8760
расчет ведется на 2005г.
2
Нерабочие дни:
— праздничные
10
—
— выходные
104
—
Всего
114
—
3
Средняя продолжительность рабочего дня
—
8
завод работает по 5-ти дневной неделе
4
Номинальный фонд рабочего времени
251
2008
п.1 — п.2
5
Неиспользуемое время:
— основного и дополнительного отпуска
36
—
— отпуска учащихся
1,255
—
0,5% от п.4
— не выходы по болезни
7,53
—
3% от п.4
— не выходы в связи с выполнением государственных обязанностей
1,255
—
0,5% от п.4
— внутрисменные потери
1,255
—
0,5% от п.4
Всего
47,295
—
6
Действительный фонд рабочего времени
203,705
1629,64
п.4 — п.5
7
Коэффициент использования рабочего года
0,812
—
п.6 / п.4
Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле
(13.4)
где Ni – количество единиц i-го оборудования;
ЕРСi – единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;
nТi – количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;
tТ – количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта (tТ =1,2ч).
Трудоемкость средних ремонтов вычисляется по формуле
(13.5)
где nСi – количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;
tС – количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта (tТ =7ч).
Число рабочих мест для эксплуатационного персонала рассчитывается по следующей формуле
(13.6)
где ΣЕРС – суммарная ремонтная сложность электрохозяйства предприятия (ΣЕРС=2733,604);
К – норма обслуживания единицы ремонтной сложности, приходящиеся на одного человека (К принимается равным 800).
Таблица 13.2 Расчетные трудоемкости элементов схемы электроснабжения
№
Наименование элементов схемы электроснабжения
Единица
Количество
ЕРС на ед. оборудования
ΣЕРС
Количество текущих ремонтов
Количество средних ремонтов за год
Трудоемкость текущих ремонтов, ТТР, ч
Трудоемкость средних ремонтов, ТСР, ч
Суммарная трудоемкость, ΣТ, ч
1
Трансформатор ТДН-10000/110
шт.
2
51
102
1
0
122,4
0
122,4
2
Короткозамыкатель, отделитель, ОПН
шт.
8
1
8
1
0
9,6
0
9,6
3
Ячейка ввода или отходящих линий
шт.
30
11
330
1
0
396
0
396
4
Ячейка трансформатора собственных нужд
шт.
2
11
22
1
0
26,4
0
26,4
5
Ячейка трансформаторов напряжения и разрядников
шт.
6
12,5
75
1
0
90
0
90
6
Трансформаторы на ДСП
шт.
2
8,5
17
1
0
20,4
0
20,4
7
Ячейка трансформаторов напряжения на БСК
шт.
2
1,5
3
1
0
3,6
0
3,6
8
Ячейка с выключателем нагрузки
шт.
11
7
77
1
0
92,4
0
92,4
9
Трансформаторы тока
шт.
82
1
82
1
0
98,4
0
98,4
10
БСК
шт.
2
7
14
4
2
67,2
196
263,2
11
КТП 250 кВ∙А
шт.
3
трансформаторы
шт.
10
8
80
1
0
96
0
96
шкаф вводной
шт.
10
12
120
6
3
864
2520
3384
шкаф линейный
шт.
40
13,5
540
6
3
3888
11340
15228
шкаф секционный
шт.
5
12
60
6
3
432
1260
1692
12
КТП 400 кВ∙А
шт.
5
трансформаторы
шт.
15
8
120
1
0
144
0
144
шкаф вводной
шт.
15
12
180
6
3
1296
3780
5076
шкаф линейный
шт.
60
13,5
810
6
3
5832
17010
22842
шкаф секционный
шт.
6
12
72
6
3
518,4
1512
2030,4
13
Кабельная линия 10 кВ ААБ сечением:
до 70 мм2
км
1,867
4
7,468
4
2
35,8464
104,552
140,3984
95 мм2 и выше
км
2,356
6
14,136
4
2
67,8528
197,904
265,7568
ИТОГО:
2733,6
14100,5
37920,46
52020,96