Дипломная работа: Проект новой подстанции для обеспечения электроэнергией нефтеперерабатывающего завода

3 Технико–экономическое сравнение вариантов подключения подстанции НПЗ

Выбор оптимального варианта подключения подстанции произведен по приведенным затратам, так как в этом методе сравнения вариантов для сокращения расчетов требуется сравнение только тех частей схемы, которые получаются различными. Общие части схемы при этом из сравнения можно исключить. Если, например, в сравниваемых вариантах одинаковое количество линий, отходящих от подстанции, равны их номинальные напряжения, допустимо стоимость этой подстанции вообще не учитывать.

Таким образом, затраты на одинаковые элементы могут не определяться. Однако следует заметить, что подсчет этих затрат позволяет иметь представление не только о различиях в абсолютной их величине, но и об относительном значении разницы в полной стоимости сравниваемых вариантов.

Определение капитальных затрат на сооружение сетей и подстанций производится путем составления сметы. В ней учитывается стоимость оборудования, а также всех строительных и монтажных работ, необходимых для сооружения сети.

Однако составление сметно-финансовых расчетов для ряда сравниваемых вариантов электрической сети требует много времени. Поэтому при технико-экономическом сравнении нескольких вариантов сети или линии электропередачи капитальные затраты определяются по укрупненным показателям, которые дают полную величину капитальных вложений: на 1 км линии, одну подстанцию, одну ячейку выключателя и т.д. Суммарные капитальные затраты определяются умножением укрупненного показателя на число сооружаемых единиц.

3.1.1 Капитальные затраты на сооружение сети

Капитальные затраты состоят и вложений в линии, электростанции и подстанции.

Определение капитальных затрат на сооружение сети сведем в таблицу отдельно для линий и открытого распределительного устройства (ОРУ) для различных вариантов. Учтем поправочный коэффициент К на стоимость электрических сетей в районе Сибири.

Таблица 12 – Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

3.1.2 Годовые эксплуатационные расходы

В состав годовых эксплуатационных расходов электрической сети входят:

1)  отчисления на амортизацию оборудования линий электропередач.

2)  затраты на текущий ремонт и обслуживание линий электропередач.

3)  стоимость потерь электрической энергии в электрических сетях.

 И=ИА + ИТР + ИΔW , (13)

гдеИА – отчисления на амортизацию оборудования,

ИТР – затраты на текущий ремонт и обслуживание,

ИΔW – стоимость потерь электрической энергии.

 ,(14)

гдеРЛ – капитальные затраты на сооружение ЛЭП,

КЛ – нормы амортизационных отчислений для ЛЭП, %,

 ,

, (15)

где – суммарная длина ЛЭП,

 – ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП,

 , (16)

где  – наибольшие потери активной мощности в элементах сети при заданном максимуме нагрузки потребителей (определяем по результату расчета в программе «Энерго»);

 ЗЭ – удельные затраты на возмещение потерь в электрических сетях.

,

ЗЭ = 70 коп / кВт∙ч.

Вариант1:

;

;

;

И=472,32+49+39279,24=39800,56 тыс.руб.

Вариант 2:

;

;

;

И=755,71+78,4+39691,26=40525,37 тыс.руб.

3.1.3 Приведенные затраты

Годовые эксплуатационные расходы не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции; они не дают полного представления об экономичности, так как не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может дать только учет всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Полным затратам общественного труда на производство продукции соответствует себестоимость продукции. Поэтому стоимость продукции (индивидуальная стоимость) и следует считать основным экономическим показателем.

Ввиду отсутствия в настоящее время общепризнанного метода определения стоимости продукции в качестве основного экономического показателя рекомендуются так называемые приведенные затраты. При единовременных капитальных вложениях (срок строительства не более 1 года) и постоянных годовых эксплуатационных расходах приведенные затраты определяются формулой:

 З=ЕН ∙ К + И(17)

где ЕН – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, ЕН = 0,14;

К – единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты;

И – ежегодные эксплуатационные издержки;

Для сравнения вариантов рассчитаем их приведенные затраты:

З1 = 0,14 ∙ 19680 + 39800,56 = 42555,76 тыс. руб.

З2 = 0,14 ∙ 31488 +40525,37 =44933,69 тыс. руб.

Исходя из полученных результатов, очевидно, что экономически целесообразно для подключения подстанции выбрать вариант 1. С учетом простоты, наглядности и надежности мы выбираем схему РУ-35кВ «две секционированные системы шин».

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Ручной расчет токов короткого замыкания

Для выбора электрических аппаратов на подстанции НПЗ, токоведущих частей, изоляторов необходимо провести расчет токов короткого замыкания. Электрическая схема для расчета токов КЗ приведена в приложении ?. Проводим расчет короткого замыкания в точках Kl, K2 и КЗ (на сторонах ВН, СН и НН трансформатора).

Составляем расчетную схему замещения.

Рисунок 10 – Схема замещения

Определяем сопротивление обмоток автотрансформатораАТДЦТН-125000/220 при Uк,в-с=11%, Uк,в-н=45%, Uк,с-н=28%:

Хв =1/200*(U к,в-с + U к,в-н - U к,с-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(11+45-28)*100/125=0,112;

Хс =1/200*(U к,в-с + U к,с-н - U к,в-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(11+28-45)*100/125=0;

Хн =1/200*(U к,в-н + U к,с-н + U к,в-с )* Sб/Sн.т.=1/200*(45+28-11)*100/125=0,248;

Результирующее сопротивление автотрансформаторов в базисных единицах:

Xат=(0,112+0*0,248/0+0,248)*0,5=0,056

Определяем сопротивление обмоток трансформатора ТДТН-25000/115/38,5/10,5 в базисных единицах:

 Хв=1/200*(Uк,в-с+Uк,в-н - U к,с-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(10,5+17,5-6,5)*100/25=0,43;

Хс =1/200*(U к,в-с + U к,с-н - U к,в-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(10,5+6,5-17,5)*100/25=0;

Хн =1/200*(U к,в-н + U к,с-н + U к,в-с )* Sб/Sн.т.=1/200*(17,5+6,5-10,5)*100/25=0,27.

Результирующее сопротивление обмоток трансформатора в базисных единицах:

Для точки к.з. 2 Хт.с.=(0,43+0)*0,5=0,215

Для точки к.з. 3 Хт.н.=(0,43+0,27)*0,5=0,35

Составим таблицу базисных сопротивлений линий и трансформаторов.

Таблица 24 – Базисные сопротивления системы

Далее все расчеты проводим в базисных единицах.

Находим эквивалентные сопротивление Хл1-Хат1, Хл1-Хат1, Хл1-Хат1:

Хэ1= Х1+Хат1=0,0307+0,056=0,0867

Хэ2= Х2+Хат2=0,1015+0,056=0,1575

Хэ3= Х3+Хат3=0,116+0,056=0,172

Перерисовываем схему замещения

Рисунок 11

Сопротивления Хэкв1, Хэкв2,Х4 преобразуем в звезду.

Преобразовываем схему

Рисунок 12 – Схема замещения

Сложив последовательные сопротивления, имеем вид схемы

Хэ7=Х6+Хэ5=0,0341+0,0694=0,1035

Хэ8=Х5+Хэ6=0,032+0,1261=0,1581

Рисунок 13 – Схема замещения

Преобразуем сопротивления Хэ4,Хэ3,ХЭ8 в звезду.

Рисунок 14 – Схема замещения

Преобразуем схему и найдём результирующее сопротивление от источника питания до точки к.з. К-1

Схема замещения имеет вид

Рисунок 15 – Схема замещения

Результирующее сопротивление от источника питания до точки к.з. К2

 Х к-2=Х12+Хт.в.+Хт.с.=0,1+0,215+0=0,315

Результирующее сопротивление от источника питания до точки к.з. К3

Х к-3=Х12+Хт.в.+Хт.н.=0,1+0,215+0,135=0,45

Трехфазное короткое замыкание на шинах 110 кВ (точка К-1):

Базисный ток;

Ток короткого замыкания;

Трехфазное короткое замыкание на шинах 35 кВ (точка К-2):

Базисный ток;

Ток короткого замыкания;

Трехфазное короткое замыкание на шинах 10 кВ (точка К-3):

Базисный ток;

Ток короткого замыкания;

Согласно расчетов токов короткого замыкания в программе Energo:

В точке К-1Iк-1=3,6 кА;

В точке К-2Iк-2=12,5 кА;

В точке К-3Iк-3=5,1 кА;

4.2 Расчет токов короткого замыкания в программе ENERGO

Программа ENERGO рассчитывает токи короткого замыкания в соответствии с ГОСТ 25514-87 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчёта в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»:

– действующее значение периодической составляющей тока симметричного и несимметричных коротких замыканий в начальный момент времени в точке короткого замыкания и во всех элементах расчётной схемы, а также в моменты времени до 0,5 с после начала короткого замыкания с помощью типовых кривых;

– остаточные напряжения во всех узлах схемы.

Согласно расчету ток КЗ в точке 1: Iп.о = 11,601 кА.

Ток КЗ в точке 2: Iп.о = 6,042 кА. Ток КЗ в точке 3: Iп.о = 13,982 кА.

5 Выбор электрооборудования на подстанции НПЗ

5.1 Выбор оборудования на стороне ВН 110 кВ

5. 1 1 Выключатели и разъединители на 110 кВ, установленные на вводах

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах:

– длительная нагрузка;

– перегрузка;

– короткое замыкание;

– холостой ход;

– не синхронная работа.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам /2/:

– напряжению установки: Uуст  Uном ; (28)

– длительному току: ImaxIном ;(29)

– отключению периодической составляющей К.З.:  (30)

– отключению апериодической составляющей тока К.З.:

 , (31)

где – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

 , (32)

где – наименьшее время от начала К.З. до момента расхождения дугогасительных контактов: ,

где с – минимальное время действия релейной защиты;

с – собственное время отключения выключателя.

Tа – постоянная времени затухания а периодической составляющей, примем Tа =0,02 с;

– электродинамической стойкости ,(33)

где – наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

 – ударный ток,,(34)

где – ударный коэффициент, нормированный для выключателей;

 – термической стойкости:

,

где – предельный ток термической стойкости;

– длительность протекания тока термической

– тепловой импульс по расчету, кА2 ·с,

,

где с.

Здесь  – время действия релейной защиты;

– полное время отключения выключателя (каталожные данные).

Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующем КЗ.

Выбираем выключатель на ОРУ-110 кВ.

Максимальные токи продолжительного режима в цепях вводов находим из условия, что один из вводов нагружен на полную мощность:

 ,(35)

= 

По максимальному току продолжительного режима выбираем выключатель ВГУ-110-40/2000.

Апериодическая составляющая тока КЗ:

В свою очередь завод – изготовитель гарантирует выключателю содержание апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t:

 кА,

 кА.

Определим тепловой импульс, выделяемый током КЗ:

 кА2 ·с.

Выберем разъединитель для наружной установки SGF-110-1600.

Результаты выбора сведены в таблицу 25.

Таблица 25 – Выключатели и разъединители, устанавливаемые на стороне ВН

5.1.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для измерения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерения приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Для наружной установки в цепи 110 кВ примем трансформатор тока опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией типа ТФЗМ-110Б.

Данный трансформатор имеет три обмотки:

– первая класса 0,5 для присоединения измерительных приборов;

– вторая и третья класса 10Р для релейной защиты и автоматики.
Трансформаторы тока выбираем по /2/:

– напряжению установки: ; (36)

– току: , (37)

где  – номинальный ток первичной обмотки;

– электродинамической стойкости ; (38)

– термической стойкости ; (39)

– вторичной нагрузке: . (40)

На вводах примем к установке трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-200/42-0,5/10Р/10Р. Расчётные и каталожные данные сведём в таблицу 26.

Таблица 26 – Расчётные и каталожные данные трансформатора тока

Выбираем тип приборов и распределение нагрузки по фазам (таблица 27).

Таблица 27 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Определим сопротивление приборов /2/:

 Ом.(41)

Допустимое сопротивление проводов:

 , (42)

где:  – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности,  Ом;

– сопротивление контактов:  = 0,05 Ом если в цепи 2-3 прибора,

 = 0,1 Ом если приборов 4 и больше /2/;

=1,2 – 0,024 – 0,1 = 1,07 Ом.

Сечение соединительных проводов:

, (43)

где r – удельное сопротивление материала провода, для алюминиевых жил r = 0,0283 Ом×мм2/м /2/;

 – расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, = 80 м;

мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 по условию прочности.

Изобразим схему включения приборов:

Рисунок 16 – Схема включения приборов к трансформаторам тока на ВН

На ремонтной перемычке примем к установке трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-100/41-0,5/10Р/10Р. Максимальные токи продолжительного режима в цепи ремонтной перемычки находим как:

 А.

Расчётные и каталожные данные сведём в таблицу 28.

Таблица 28 – Расчётные и каталожные данные трансформатора тока

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10