Цеховое электроснабжение

 

               кВА

кВАр 

кВАр

 

Так як, компенсаційні  установки виготовляють мінімум  на 250 кВАр, то установка КУ на стороні  ВН є недоцільною.

 

Для техніко-економічного розрахунку розглядається два варіанти трансформаторної підстанції, схеми яких приведені на рисунку 4.1 

В першому варіанті встановлюємо однотрансформаторну підстанцію КТП-630/10. Перевагою даного варіанту є те, що однотрансформаторна підстанція дешевше двотрансформаторної, але в після аварійному режимі після відключення трансформатора втрачає живлення весь цех.

В другому варіанті встановлюємо двотрансформаторну підстанцію      КТП-2 400/10, яка дорожче однотрансформаторної, але в після аварійному режимі при відключенні одного з трансформаторів втрачає живлення не весь цех.

Техніко-економічне порівняння варіантів дозволяє визначити  оптимальний варіант трансформаторної підстанції. Критерієм цього є  мінімум річних приведених витрат.

 

         Рисунок 4.1 – Графічне зображення варіантів КТП

 

Техніко - економічне порівняння варіантів проводится шляхом визначення наведених витрат по формулі:

 

               (4.8)

 

де  =0,12 - нормативний коефіцієнт ефективності капітальних витрат;

- капітальні витрати для і-го  варіанта;

- експлуатаційні витрати для і-го варіанта;

- збиток від перерви електропостачання  для і-го варіанта;

Капітальні витрати  складають:

 

                                 (4.9)

 

де  К_ктп – капіталовкладення на спорудження КТП, грн.;

      К_ку – вартість компенсую чого пристрою, грн.;

грн.

грн.

 

Експлуатаційні витрати  визначаються по формулі:

 

                         (4.10)

 

де К_а, К_об – коефіцієнти відрахування на амортизацію та обслуговування, відповідно. К_а = 6,4%, К_об = 3%.

 

грн.

 грн.

 

Річні втрати електроенергії в трансформаторах складають:

                                                (4.11)

 

де  τ_max – число годин максимальних втрат;

 

                                                _(4.12)

 

 МВтч

 МВтч

 

Вартість річних втрат  електроенергії, складає:

 

                                    (4.13)

 

де С – вартість одного кВт·год електроенергії. С = 0,8 грн. (за 2010р.);

 

грн.

грн.

 

 

Рисунок 4.2 – Схема заміщення для визначення ймовірності перериву в електропостачанні.

 

q_∑1 = q_КРУ + q_КЛ + q_Т + q_ав.в                               (4.14)

 q_∑1 = 6 · 10^-6 + 7,8 · 10^-4 · 0,07 + 7 · 10^-5 + 2,88 · 10^-6 = 0,00013

q_∑2 = q_КРУ + q_КЛ · (q_Т + 2 · q_ав.в) · (q_Т + q_ав.в)                 (4.15)

q_∑2 = 6 · 10^-6 + 7,8 · 10^-4 · 0,07 +(7 · 10^-5 + 2,88 · 10^-6) · (7 · 10^-5 + 2,88 · 10^-6) = 0,0002

 

Вартість збитків від  перерви в електропостачанні:

 

                              (4.16)

 

де  У₀ – питомий збиток від перерви в електропостачанні, У₀ =3,5грн/Квтч;

 

 грн.

 грн.

 

Приведені витрати по кожному варіанту складають:

 

 грн.

 грн.

 

Порівняємо приведені  витрати по кожному варіанту між  собою:

                                                                                (4.17)

                                    

Т.ч. обираємо варіант 1, т.к. як він має менші річні втрати електроенергії в трансформаторі, приведені втрати, та менші капіталовкладення.

 

5 ВИБІР ЕЛЕКТРИЧНИХ АПАРАТІВ І ПРОВІДНИКІВ ЖИВИЛЬНОЇ МЕРЕЖІ.

 

5.1 Вибір електричних  апаратів комірки КРП

 

Для РП-10кв вибираємо  осередку КРП типу КМ1-Ф з вимикачем BB/TEL-10-20/630 У3.

               Для вибору електричних апаратів  комірки розраховуємо максимальний  струм на стороні 10 кВ, А:

 

,                                                (5.1)

 

 А.

 

               Знаходимо ударний струм короткого  замикання на шинах РП-10кВ для  перевірки електричних апаратів  на електродинамічну стійкість, кА:

 

,                                                (5.2)

 

Де  - ударний коефіцієнт, ;

- струм трьохфазного КЗ на шинах РП, кА.

 

 кА.

              Знаходимо інтеграл Джоуля для  перевірки електричних апаратів  на термічну стійкість до струмів  кз, кДж:

 

,                                                (5.3)

 

Де  - час протікання струму кз, приблизно дорівнює 2с.

 

 кА/с .

 

Результати вибору та перевірки електричних апаратів зводимо до таблиці 5.1.

Таблиця 5.1 – Вибір та перевірка електричних апаратів комірки КУ-10Ц

Тип комірки  КУ-10Ц	Вимикач	Трансф. струму нул.послід.	Транcф. струму
	ВР1-10-20/630 У3	ТЗЛ	ТОЛ-10/50-5У3
Uном > Uмер	10=10	10=10	10=10
Іном > Імах.раб	630>42,76	-	50>42,76
Івим > Ік.з.	20>10,2	-	-
Ідин > іуд.	52>25,704	-	52>25,704
І2к.з·tk >Bk	1200>92,16	-	300>92,16

 

5.2 Вибір кабельної лінії

 

                КЛ напругою 10 кВ для електропостачання  станції вибираємо за двома  умовами: за економічною густиною  струму та за термічною стійкістю  до струмів кз, із отриманих  двох стандартних  перерізів  обираємо найбільше значення  та для нього проводимо перевірку за умовою тривалого допустимого нагріву.

               Обираємо спосіб прокладки КЛ – в траншеї.

              Для  вибору КЛ за економічною  густиною струму розраховуємо  максимальний струм в лінії  в нормальному режимі, А:

,                                                (5.4)

 

Де  - кількість кабелів, якими відбувається електропостачання станції, шт..

 

 А.

 

             Площа перерізу кабелю за економічною  густиною струму визначається за формулою, :

 

,                                                    (5.5)

 

Де  - економічна густина струму, що залежить від типу обраного кабелю та кількості годин використання максимального навантаження _, .

Згідно з [1], для кабеля с бумажною ізоляцією та алюмінієвими жилами при год - = 1,2 .

                                                         

.

 

           Площа перерізу кабелю за умовою термічної стійкості визначається, :

,                                                      (5.7)

 

Де С – коефіцієнт, що залежить від способу прокладки  та ізоляції кабелю, С=94;

 - зведений час кз, приймаємо =0,8 с.

 - струм однофазного кз на шинах РП, кА.

 

.

 

Стандартний переріз  кабелю вибираємо за умовою термічної  стійкості, оскільки . Обираємо найближчий менший стандартний переріз,  кабель  ААШв(3х95).

             Перевіряємо кабель за умовою допустимого нагріву:

 

.                                                (5.8)

 

             Тривалий допустимий струм для  вибраного кабелю становить =155 А.

 

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. РОЗРАХУНОК ЦЕХОВОЇ МЕРЕЖІ

 

1. Вибір схеми й конструктивного виконання цехової мережі

Для цехової  мережі обрана змішана схема із застосуванням  радіальних шинопроводів і силових пунктiв типу ШР-11, укомплектованих запобіжниками, приєднаних до     РП-0,4 кВ КТП.

Розташування КТП у цеху неможливо, тому КТП виконується прибудованого типу з боку зовнішнього джерела живлення. КТП містить у собі один силовий трансформатор ТМ3-630/10, шафи вводу ШНВ-3У3,  лінійні шафи ШНЛ-4У3, укомплектованих автоматичними вимикачами серії ВА.

Живильна мережа 0,4 кВ виконана кабельними лініями, із прокладкою кабелів по стінах на конструкціях.

Розподільна мережа 0,4 кВ виконана проводом марки АПВ  із прокладкою в пластикових трубах, у підлозі.

Результати  розрахунку навантажень по вузлам за допомогою ЕОМ наведені в Додатку Б, та в таблиці 6.1

 

Таблиця 6.1 –  Результати розрахунку по вузлам на ЕОМ

№	Назв. вузла	Pвст, кВт	Pмакс, кВт	Qмакс, кВАр	Sмакс, кВА	Iмакс, А	Pсм, кВт	Qсм, кВАр	Sсм, кВА
1	ШРА1	292,8	141,7	78,9	162,1	234,0	103,6	73,6	127,1
2	ШРА2	598,0	231,8	206,3	310,3	447,9	182,9	206,3	275,7
3	ШРА3	471,6	149,1	172,4	228,0	329,0	105,9	172,4	202,4
4	СП1	156,0	66,0	100,2	120,0	173,2	21,8	40,9	46,4
5	СП2	60,0	46,0	49,1	67,3	97,1	9,4	14,2	17,1
6	СП3	52,5	52,5	39,4	65,6	94,7	52,5	39,4	65,6
7	СП4	52,5	52,5	39,4	65,6	94,7	52,5	39,4	65,6
8	СП5	52,5	52,5	39,4	65,6	94,7	52,5	39,4	65,6

 

 

 

 

 

Таблиця 6.2 – Вибір  апаратів захисту шаф КТП

№ приєдн.	Назва вузла	Iроз узла,А	Тип шафи	Тип автом. Вимикача	Струм АВ, Iном,А
1	Ввод	1186,12	ШНВ-3У3	ВА55-43	1600
2	Резерв	-	ШНВ-3У3	ВА52-35	250
3	ЕП № 15.1	94,7	ШНЛ-4У3	ВА51-31	100
4	ШРА1	234	ШНЛ-4У3	ВА52-35	250
5	ШРА2	447,9	ШНЛ-4У3	ВА52-39	630
6	ШРА3	329	ШНЛ-4У3	ВА51-39	400
7	СП1	173,2	ШНЛ-4У3	ВА52-35	250
8	СП2	97,1	ШНЛ-4У3	ВА51-31	100
9	ЕП№15.2	94,7	ШНЛ-4У3	ВА51-31	100
10	ЕП № 15.3	94,7	ШНЛ-4У3	ВА51-31	100
11	ЩО	34,48	ШНЛ-4У3	ВА51-31	100
12	ККУ	289,7	ШНВ-3У3	ВА51-39	400
13	Резерв	-	ШНЛ-4У3	ВА52-35	250