Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ:  Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия ЭкологияТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву 
Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Выбор кабелей внутризаводской системы электроснабженияСодержание книги
Похожие статьи вашей тематики
Поиск на нашем сайте
Критерием для выбора сечения кабельных линий служит минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения производится не по сопоставительным расчетам в каждом конкретном случае, а по нормируемым обобщенным показателям. В качестве такого показателя при проектировании кабельных линий используется экономическая плотность тока. В ПУЭ установлены величины экономических плотностей тока jЭК зависящие от материала, конструкции провода, продолжительности использования максимума нагрузки ТНБ и региона, характеризующегося стоимостью топлива. Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии IР.нормального режима и экономической плотности тока: Fэк = (мм2)(6.1) Найденное расчетное значение сечения округляется до ближайшего стандартного сечения. Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке, по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, а также по термической стойкости при токах КЗ. Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах производится по условию I рас ≤ I доп. факт, где I рас – расчетный ток для проверки кабелей по нагреву; I доп. факт – фактическая допустимая токовая нагрузка. Расчетный ток линии определяется как Iр = где Sр – мощность, передаваемая по кабельной линии в нормальном или послеаварийном режиме работы; Uн – номинальное напряжение сети;
Фактическая допустимая токовая нагрузка в нормальном и послеаварийном режимах работы вычисляется по выражению Iд.ф. = Iд.т. ∙ Кt ∙ Кпр ∙ Кпер. (А), (6.3) где: Iдоп.табл – допустимая длительная токовая нагрузка; Кt – коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды табл.; нормативная температура для кабелей, проложенных в земле +15°С; Кпр – коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее; Кпер – коэффициент перегрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки (в земле или в воздухе), а также от коэффициента предварительной нагрузки. Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчетов токов КЗ. Тогда минимальное термически стойкое токам КЗ сечение кабеля: Fкз =/С, (6.4) где: Линии систем электроснабжения длиной менее 1 км по потере напряжения не проверяются. Из четырех полученных по расчетам сечений по экономической плотности тока, нагреву в нормальном и послеаварийных режимах и стойкости токам КЗ - принимается наибольшее, как удовлетворяющее всем условиям. Пример расчета для 1-го варианта: Экономическая плотность тока jЭК, необходимая для расчета экономически целесообразного сечения одной КЛ определяется по нескольким условиям. а) в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки Тнб=4700 ч/год. б) в зависимости от вида изоляции КЛ – бумажно-масляная пропитанная изоляция. в) в зависимости от материала, используемого при изготовлении жилы кабеля – алюминиевые. г) в зависимости от района прокладки – европейская часть России. В результате получаем: Jэк = 1,4 Определяем сечение жил кабелей для трансформаторных подстанции с учетом работы ТП в послеаварийном режиме. Кабельная линия РП-1 Sн.т. = 1600 кВ∙А; количество трансформаторов 2шт, суммарная расчетная мощность без учета компенсации Sр∑ = 1570+1586 = 3156. Расчетный ток КЛ при магистральной схеме электроснабжения: Iр = Iр = Fэк = Fэк = Кабельная линия РП-1 – ТП-1/1: Iр =, (А) (6.7) где kз.эк = 1,6; Sн.т =1600 (табл.6.1) Iр = Fэк = Кабельная линия РП-2 =2500 кВ∙А, kз.па = 1,38 Iр = Fэк = Определяем сечение жил кабелей для РУ-6кВ с учетом работы в послеаварийном режиме. Кабельная линия ГПП Расчетная мощность секций согласно (табл.6.1А): Sр = 6505 + 3350 = 9855 кВ∙А Iр = Fэк = Кабельная линия ГПП Расчетная мощность секции согласно (табл. 6.1Б) Sр =15632 кВ∙А; Iр = Fэк = Исходя из вышеизложенных расчетов выбираем: а) для питания трансформаторов подстанции Sн.т =1600 кВ∙А с учетом компенсации реактивной мощности на стороне низшего напряжения на примере самой загруженной подстанции ТП-5: Iр =, (А) (6.8) Iр = Fэк = б) для подстанции Sн.т =2500 кВ∙А: Iр = Fэк = в) для питания РУ-6кВ: Iр = где n – количество кабелей в КЛ. Iр = Fэк = г) для РП-2, РП-3: Iр = Fэк = д) для РП-4: Iр = Результаты расчетов сводим в таблицу 6.2
В системе внутризаводского электроснабжения применяем два вида сечения кабелей: ААБн 2л Шп 6000 – 3х240 ААБн 2л Шп 6000 – 3х150 Все кабельные линии проложены по кабельным конструкциям, т.е. открыто. Так, как все кабельные линии по отдельности не превышают по длине 1 км, то кабельные линии на потерю (падение) напряжения от проходящего тока в нормальном и послеаварийных режимах не требуется. Фактическая допустимая токовая нагрузка кабелей в нормальном и послеаварийном режимах работы определяется по выражению Iд.ф. = Iд.т. ∙ kt ∙ kп ∙ kпер., (А) (6.10) где, Iд.ф. – допустимая длительная фактическая токовая нагрузка, А; Iд.т. – допустимая длительная нагрузка, определяемая по справочнику для выбранного способа прокладки кабеля в зависимости от марки кабеля; А; kt – коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды; kп – коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее; kпер – коэффициент, систематической нагрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки, а также от коэффициента предварительной нагрузки. Исходя из способа прокладки кабелей, т.е. по кабельным конструкциям (открыто) принимаем kt = 1; kп = 1, тогда Iд.ф. = kпер. ∙ Iд.т. , А (6.11) Проверку по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и после аварийном режимах должен соответствовать условно: Iр Расчетный ток линии Iр определяем: Iр = Проверка сечений по термической стойкости производим исходя из выражения: Fк.з. Кабельная линия КЛ 1.1, марка кабеля ААБн 2л Шп, количество кабелей n=3; сечение 3х240; мощность передаваемая с ГПП по КЛ 1.1 к нормальном режиме Sк.н. = 6506 кВ∙А в послеаварийном режиме Sк.п/а = 9856 кВ∙А; максимальный ток КЗ на шинках ЗРУ ГПП L = 440км; r0 = 0,129 Ом/км; х0 = 0,071 Ом/км; С – термический коэффициент (функция) для кабеля марки ААБн 2л Шп ∙ 6000 3х240 С = 78 Ас2/мм2; tп – приведенное расчетное время КЗ для отходящих линий ГПП tп = 1,4с. Расчетный ток линии в нормальном режиме: Iр.нор. = Iр.нор. = Iд.т. = 290 А; коэффициент предварительной нагрузки kз =0,68; длительность допустимой перегрузки tд.п. = 2ч.; kпер. = 1,2. Iд.ф. = 1,2∙290 = 348 А. Проверка по допустимой токовой нагрузке в нормальном режиме Iр.нор. По данному требованию кабельная линия КЛ 1.1 соответствует требованиям: Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в послеаварийном режиме. Iр.п/а = kпре.п/а = 1,3; Iд.ф. = 377 А Iр.п/а = 301 А Проверяем выбранную кабельную линию на термическую стойкость:
Zгпп =, (Ом) (6.17) Zгпп = Zл = Rл + jхL (6.18) Rл = Хл = 0,01 Ом Zл = 0,023; Z∑ = 0,13 + 0,023 = 0,153 Ом. Ток короткого замыкания на шинах РП-1
Проверка выбранных сечений жил кабелей по термической стойкости: Fк.з. = Выбранные кабеля должны быть не ниже 120 мм2. Fст.ф Расчеты для варианта 2. Кабельная линия КЛ 1.1, марка кабеля ААБн 2л Шп 6000 – 4(3х150), Sк.нор. = 4936 кВ∙А; Sк.п/а = 8286 кВ∙А; х0 = 0,074 Ом/км; С = 83 Ас2/мм2; tп = 1,4с. Iр.нор. = Iр.п/а = Iд.т = 225А; kз = 0,5; kпер.н. = 1,3; kпер.п/а = 1,4. Iд.ф.н. = 292 А; Iд.ф.п/а = 315 А.
Fк.з. = Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и после аварийном режимах: Iр.норм. = 113 А Iр.п/а = 189 А Выбранные кабеля соответствуют требованиям в обоих режимах. Кабельные линии второго варианта должны быть не ниже 90 мм2. Fсm условие выполняется. Остальные расчеты аналогичны. Расчетные данные сводим в таблицу 6.3.
6.3 Технико-экономические показатели и сравнение двух вариантов схем В этом разделе определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатаций сети. Капиталовложения на сооружения спроектированной сети: КS=Ккл+Крп1+Крп2+Крп3+Крп4+Ктп+Кгпп+Кбк, (тыс. руб.)(6.20) Ккл=К0L тыс. руб., (6.21) где: К0 – укрупненный показатель стоимости сооружения 1 км линии; Ккру– капиталовложения в ячейки КРУ с выключателями Кксо – стоимость КТП, включая трансформатор, дополнительное оборудование и постоянную часть затрат. КГПП - капиталовложения на сооружения ГПП 110/6 кВ. Кбк – стоимость конденсаторных батарей. Ккл – капиталовложения на сооружения линии. Капиталовложения в кабельные линии для 1-го варианта указаны в таб. 6.4 Таблица 6.4 а
Продолжение таблицы 6.4 а
Для второго варианта составляем аналогичную таблицу 6.4 б Таблица 6.4 б
Продолжение таблицы 6.4 б
Расчет по РУ проводим на примере РП-1: Крп1 = Ктсн+Ктн+Ккру+Квв+Ксв+Кст+Кшот+Квн, (тыс.руб.) (6.22) Ктсн = 2∙427=854 тыс. руб.; Ктн =2∙216= 432 тыс. руб.; Ккру=10∙584 = 5840 тыс. руб.; Квв=2∙852 = 1704 тыс.руб.; Ксв=1∙650 = 650 тыс.руб.; Кст= 1∙184=184 тыс.руб.; Кшот=1∙534=534 тыс.руб.; Крп1=10198 тыс.руб.; Крп2=7164 тыс.руб., Крп3= 7164 тыс.руб., Крп4=27475 тыс.руб. Кгпп=46768 тыс.руб.; Кктп=Ктр+Крунн, (тыс.руб.) (6.23) Кктп=4∙1380+2∙1410+16∙1040+8∙1260=35060 руб. Кбк=10∙456=4560 тыс.руб.; Квн=2∙238=476 тыс.руб. Эксплуатационные издержки: αрп = 0,028; αкл = 0,063; αгпп = 0,094; αктп = 0,104; αбк = 0,026; αвн = 0,028. Иi = αi ∙ Ki, (тыс.руб./год) (6.24) Кабельные линии: вариант 1 Икл1 = 0,063 вариант 2 Икл2 = 0,063∙5802,7 = 365,6 тыс.руб./год. Эксплуатационные издержки РУ-6кВ; ТП; ГПП; компенсирующих устройств, выключателей нагрузок: Игпп = 0,028∙27475+0,094∙46768 = 5165,5 тыс.руб./год; Ирп = 0,028(7164+7164+10198+27475) = 1465 тыс.руб./год; Иктп = 0,104∙35060 = 3646 тыс.руб./год; Ивн = 0,028∙476 = 13,4 тыс.руб./год; Суммарные издержки от капиталовложений: И∑ = Икл + Игпп + Ирп + Иктп + Ибк + Ивн (тыс.руб./год) (6.25) И∑1 = Икл1 + Игпп + Ирп + Иктп + Ибк + Ивн (тыс.руб./год) (6.26) И∑2 = Икл2 + Игпп + Ирп + Иктп + Ибк (тыс.руб./год) (6.27) И∑1 = 389,6+5165,5+1456+3646+119+13,4 = 10789,5 тыс.руб./год И∑2 = 365,6+5165,5+1456+3646+119 =10752,1 тыс.руб./год Годовые потери в сети без учета источников выработки энергии: ∆Р∑ = ∆Рц + ∆Рку + ∆Рт, (кВт) (6.28) где, ∆Рц – потери согласно (3.15); ∆Рку – потери СД на компенсацию реактивной мощности, 10Вт/1кВ∙Ар; ∆Рт – потери на трансформаторах ГПП. ∆Р∑ = 740+438+1000= 2178 кВт. ∆Р% = ∙ 100 (6.29) ∆Р% = Потерь холостого хода ∆Рх = nт1∙∆Рхтр1+ nт2 ∙∆Рхтр2 + nт3 ∙∆Рхтр3, (кВт) (6.30) где, ni – количество однотипных трансформаторов. ∆Рхтр1; ∆Рхтр2; ∆Рхтр3 – потери ХХ трансформаторов 1600кВ∙А; 2500кВ∙А и 25000кВ∙А. ∆Рх = 16∙2,75 + 4∙3,85 + 2∙25 = 109,4 кВт.
Нагрузочные потери: ∆Рнг∑ = 2178-109,4 = 2068,6 кВт Время наибольших потерь, τ = 3200 ч. [5]. ∆W∑ = ∆Рнг ∙ τ + ∆Рх ∙ Тгод (кВт ∙ч./год) (6.31) ∆W∑ = 2068,6 ∙ 3200 + 109,4 ∙ 8760 = 1587476 кВт∙ч./год ∆W% = ∆W% = З’эi = 1,5 руб/кВт∙ч.; Ипот = (1,3∙2068,6∙3200 + 1,2∙109,4∙8760)∙10-3 =1108 тыс.руб./год. Суммарные издержки спроектированной сети: И∑пп = И∑ + Ипот, (тыс.руб./год). (6.33) И∑пп1 = 10789,5 + 1108 = 11897,5 тыс.руб./год; И∑пп2 = 10752,1 + 1108 = 11806,1 тыс.руб./год. Удельная стоимость электроэнергии без учета собственных источников электроэнергии: Сi = С1 = С2 = Разница между удельной стоимостями электроэнергии: ∆С= Для определения экономически выгодного варианта, определяем приведенные затраты для обоих вариантов схем. Приведенные затраты: Зi = Ен ∙К∑i + И∑i, (тыс.руб./год) (6.35) где Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, Ен = 0,12, К∑1 = 166 340; К∑2 = 165 864. [1]. З1 = 0,12∙166340 + 11897,5 = 31858,3 тыс.руб./год; З2 = 0,12∙165864 + 11860,1 = 31763,8 тыс.руб./год. Разница (∆З) между приведенными затратами 1-го и 2-го вариантов схем: ∆З = Так, как разница между двумя вариантами схем электроснабжения по ∆С и ∆S составляет 0,4% и 0,3% соответственно, то второй вариант в итоге получается экономически выго
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-04-06; просмотров: 720; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.15.225.233 (0.013 с.) |
, (А)(6.2)
– количество кабелей в КЛ.
- суммарный ток КЗ от энергосистемы и синхронных электродвигателей: tп=0,7 - приведенное расчетное время КЗ; С - термический коэффициент (функция) для кабелей 6 кВ с алюминиевыми жилами: поливинилхлоридная или резиновая изоляция С=78 Ас2/мм2; полиэтиленовая изоляция С=65 Ас2/мм2, бумажная изоляция - 83 Ас2/мм2 [8].
[16].
ТП-5:
, (А) (6.5)
= 290 А.
, (мм2) (6.6)
= 207 мм2.
= 235 А
=168 мм2.
= 316А
= 225 мм2.
= 904 А.
= 646 мм2
= 1410 А;
= 1007 мм2.
= 214 А.
= 150 мм2, т.е. Fэк = 150 мм2.
= 226 мм2, т.е. Fэк = 240 мм2.
. (А) (6.9)
= 303 А;
= 216,6 мм2, т.е. Fэк = 240 мм2.
= 202 А
= 145 мм2, т.е. Fэк = 150 мм2
= 245 А, т.е. Fэк = 240 мм2.
Iд.ф., (6.12)
, (А) (6.13)
, (мм2) (6.14)
= 28 кА; длина кабельной линии
, (А) (6.15)
= 199 А.
348 А.
= 302 А
= 
; (кВ∙А) (6.16)
6,3 ∙ 28 = 305 кВ∙А.
= 0,13 Ом.
= 
= 0,02 Ом
, (кА) (6.19)
= 23,8 кА.
= 120 мм2
Fк.з., условия выполняются.
= 28 кА; L = 440м; r0 = 0,206 Ом/км;
= 113 А;
= 189 А;
= 
= 23,5 кА
90мм2
Fк.з., 150 мм2 
∙ 100 = 8,2%
100; (6.32)
∙ 100 = 1,28%.
= 1,2 руб/кВт∙ч.
∙100%, (руб./кВт∙ч) (6.34)
∙100% = 9,63 руб./кВт∙ч;
∙100% = 9,59 руб./кВт∙ч.
∙ 100% = 0,4%.
∙ 100% = 0,3%.
