Выбор измерительных трансформаторов тока

8.2 Выбор измерительных трансформаторов тока

Условия выбора и проверки:

Uном і Uном.сети ;

Iном і Imax.расч ;

; (8.1)

(8.2)

Результаты выбора измерительных трансформаторов тока сведены в таблицу 7.1

Таблица 8.1 – Результаты выбора трансформаторов тока

8.3 Выбор разъединителей

Условия выбора и проверки:

Uном і Uном.сети ; (8.3)

Iном і Imax.расч ; (8.4)

iдин і iуд ; (8.5)

(8.6)

Результаты выбора разъединителей сведены в таблицу 8.2.

8.4 Выбор заземлителей

Условия выбора и проверки:

Uном і Uном.сети ; (8.7)

iдин і iуд ; (8.8)

(8.9)

Результаты выбора заземлителей сведены в таблицу 7.3.

Таблица 8.3 Результаты выбора заземлителей

8.5 Выбор трансформатора напряжения

Для выработки сигналоизмерительной информации для электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58У1.

8.6 Выбор вводных и секционных выключателей на стороне 6,3 кВ.

На 1 секции 5 потребителей

А

Выключатель марки ВВЭ – 6 – 20/1000

Uном=6 кВ, Iном=1000 А.

Iном. откл= 20кА.

Iтор/I кр=40/4 кА.

iдин=128 кА.

Iдин=40 кА.

tсв=0,075 cек.

Цена=190 тыс.руб

На 2 секции 5 потребителей

Выключатель марки ВВЭ – 6 – 20/1000

Uном=6 кВ, Iном=1000А.

Iном. откл= 20кА.

Iтор/I кр=40/4 кА.

iдин=128 кА.

Iдин=40 кА.

tсв=0,075 cек.

Цена=190 тыс.руб

8.7. Выбор выключателей на отходящих линиях

Параметры трансформаторов цеховых ТП (ТМЗ -1000/10):

Sном=1000 кВА. Uk=5,5% , ΔPx=2,45 кВт. U=6.3 кВ. Цена=1000 тыс.руб

Выбираю ВВЭ – 6 – 20/630

Uном=6 кВ, Iном=630А.

Iном. откл= 20кА.

Цена=190 тыс. руб

Выключатель нагрузки ВНПу – 6/400 – 10У3

Цена=50 тыс. руб

9 Расчет основных технико – экономических показателей спроектированной сети

В этом разделе определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств и электрооборудование, необходимое для сооружения и эксплуатации сети.

Капиталовложения на сооружение спроектированной сети:

КS=Ккл+Квыкл+Ктп+Кгпп+Кбк (9.1)

Ккл=К0∙L , (9.2)

где К0 – укрупненный показатель стоимости сооружения 1 км линии.

Ккл=330 тыс.руб.

Квыкл – капиталовложения в ячейки КРУ с выключателями.

Ктп – 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 для схемы 1:

КВЫКЛ б=3∙190=570 тыс.руб.

КВЫКЛ в=10∙190=1900 тыс.руб.

Ктп=8∙1000=8000 тыс. руб.

Трансформаторная подстанция 110/6 кВ выполнена по схеме мостик с разъединителями в перемычке и в цепях трансформаторов,Кору=2000 тыс.руб,

Ктр=8000 тыс.руб. , Кпост=3500 тыс.руб.

Кгпп=Кору+Ктр+Кпост (9.3)

Кгпп=2000+2∙8000+3500=21500 тыс.руб.

К∑=33200 тыс.руб

Эксплуатационные издержки

aвк=0,028 aкл=0,063 aпст=0,094 aтп=0,104

Икл= aкл∙Ккл (9.4)

Икл=0,063∙330=20,8тыс.руб./год.

Игпп=aпст∙(Кгпп+Квыкл) (9.5)

Игпп=0,094∙(21500+570+1900)=2253 тыс.руб./год.

Итп=aтп∙(Кгпп+Квыкл)

Итп=0,104∙(21500+570)=2295,3 тыс.руб./год.

Ие=Икл+Игпп+Итп (9.6)

Ие=20,8+2253,3+2295=4569,1 тыс.руб./год.

Годовые потери в сети:

∆Р∑=24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт.

∆Р`∑=100∙∆Р∑ / Рн∑

∆Р`∑=633,55 / 24673,8∙100%=2,56 %

Потери холостого хода:

∆Рх=к∙∆Рхтр1+к∙∆Рхтр2, (9.7)

где: к – количество трансформаторов.

∆Рхтр1 и ∆Рхтр2 – потери х.х. трансформаторов 1000 кВА и 10000 кВА.

∆Рх=8∙2,45+2∙10=39,6 кВт.

Нагрузочные потери:

∆Рн∑=633,55-39,6=593,4 кВт.

Время наибольших потерь: τ=3200 ч

∆WΣ=ΔPнΣ∙τ+ΔPх∙Тгод (9.8)

∆WΣ=593,4∙3200+39,6∙8760=536776 Вт ч / год.

∆W`Σ=100∙∆WΣ / РнΣ∙Т (9.9)

З`эi=2,2 коп/кВт ч; З``эi=1,7 коп/кВт ч.

Ипот=(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10-5=55,64 тыс.руб./год.

Суммарные издержки спроектированной заводской сети.

ИΣпп=ИΣ+Ипот (9.10)

ИΣпп=316,73+55,64=372,37 тыс.руб / год.

Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:

С=ИΣпп / ∆WΣ

коп /кВт ч.

Эксплуатационные издержки для схемы 2:

Икл=817,15∙0,063=51,48 тыс.руб./год.

Игпп=0,094∙(460+57+437)=89,676 тыс.руб./год.

Итп=0,104∙(1073+315)=144,35 тыс.руб./год.

Ие=51,48+89,676+144,35=285,5 тыс.руб./год.

Годовые потери в сети:

∆Р∑=24673,8-2079,25-2035,32-1184,82-2055,22-1195,62-1591-2102-528-426,22-472,86-773-1133,5-491,22-2103-1231,22-2134-2504=633,55 кВт.

∆Р`∑=100∙∆Р∑ / Рн∑

∆Р`∑=633,55 / 24673,8∙100%=2,56 %

Потери холостого хода:

∆Рх=37∙2,45+2∙25=140,65 кВт.

Нагрузочные потери:

∆Рн∑=633,55-140,65=492,85 кВт.

Время наибольших потерь: τ=3200 ч.

∆WΣ=ΔPнΣ∙τ+ΔPх∙Тгод (9.11)

∆WΣ=492,85∙3200+140,65∙8760=2809214 Вт ч / год.

∆W`Σ=100∙∆WΣ / РнΣ∙Т (9.12)

З`эi=2,2 коп/кВт ч; З``эi=1,7 коп/кВт ч.

Ипот=(2,2∙492,85∙3200+1,7∙140,65∙8760)∙10-5=55,64 тыс.руб./год.

Суммарные издержки спроектированной заводской сети.

ИΣпп=ИΣ+Ипот (9.13)

ИΣпп=285,5+55,64=341,146 тыс.руб / год.

Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:

С=ИΣпп / ∆WΣ

коп /кВт ч.

Эксплуатационные издержки схемы 2 на 9% выгодней схемы 1

Суммарные потери активной мощности и энергии составляют:

ΔР`Σ=2,56 % , ΔW`Σ=2,42 %

Таблица 9.3 – Основные показатели спроектированной сети

Похожие работы

Проект новой подстанции для обеспечения электроэнергией нефтеперерабатывающего завода

Скачать

161914

39

23

... : 2.7 Присоединение новой подстанции В связи со строительством нового завода возникает необходимость в обеспечении его энергией и мощностью, для чего предложим два варианта подключения к району электроснабжения новой подстанции и присвоим п/ст НПЗ (Нефтеперерабатывающий завод). Выполним подстанцию двухтрансформаторной с трансформаторами ТДТН-25000/110/35/10. Мощность нагрузок в ...

Электроснабжение механического завода местной промышленности

Скачать

169921

30

28

... - 8 25 22,666 12912 40350 Рис. 6. Картограмма электрических нагрузок точкой А на картограмме обозначим координаты центра электрических нагрузок завода. Выбор рационального напряжения При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередачи и ...

Электроснабжение и релейная защита нефтеперекачивающей станции

Скачать

91991

14

5

... , трансформаторы которой выбираются с учетом взаимного резервирования; ·  Перерыв в электроснабжении возможен лишь на время действия автоматики (АПВ и АВР).  Схема системы электроснабжения нефтеперекачивающей станции, удовлетворяющая требованиям изложенным выше, представлена на листе 2 графической части. 2.2 Схема электроснабжения НПС Рис. 2.1. Схема электроснабжения НПС  На рис. 2.1. в ...

Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов

Скачать

28771

0

4

... зданий и сооружений на генплане должно исключить распространение вредных выбросов, способствовать эффективному сквозному проветриванию промшющадки и межцеховых пространств. Территория нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий при проектировании разбивается сеткой улиц на кварталы, имеющие, как правило, прямоугольную форму. Размеры кварталов назначаются в зависимости от габаритов ...