Проектирование электроснабжения горно-обогатительной фабрики

 где  а = 0,5 м - расстояние между фазами;

 l = 1,5 м - длина пролета между опорными изоляторами шин;

 W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия:

                              

Условие прочности:

σ_расч ≤σ_доп.

σ_расч = 0,2 МПа < σ_доп. = 40 МПа

 

 Выбор шин на РП

 

Условие выбора:

I_max < I_доп

где  I_доп - допустимый ток на шинах выбранного сечения;

Принимаются двухполосные шины АД31Т 80×10 мм

I_доп = 1480 А;                                                                                        

I_{доп.ном} = 0,95∙I_доп =0,95∙1480=1406А;

где 0,95 – коэффициент, характеризующий уменьшение допустимого тока на 5% для горизонтальной прокладки шин и расположение большей грани в вертикальной плоскости.

С учётом поправочных коэффициентов на температуру:

                                    

где υ_о = 13,4^оС - эквивалентная зимняя температура охлаждения для Оренбурга;

I_max=1213 А < I_доп=1577 А;

Минимальное сечение шин по условию термической  стойкости:

                                                    

где С = 91 А/с^1/2∙мм² – для алюминия;

Условие проверки:

F_min= 17 мм² < S =800 мм² - шины термически стойкие.

Проверка  на механическую прочность:

Напряжение, возникающее в материале шины при воздействии изгибающего  момента:

                                          

 где  а = 0,5 м - расстояние между фазами;

 l = 1,5 м - длина пролета между опорными изоляторами шин;

 W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия:

                              

Условие прочности:

σ_расч = 0,4 МПа < σ_доп. = 40 МПа

 

6.5.3 Выбор изоляторов

По /ПУЭ/ выбираем изоляторы ИО-10-3,75 II У3:

U_Н=10 кВ;

U_ДОП=12 кВ;

U_ИСП=80 кВ;

F_РАЗР=3,75 кН.

Изолятор  проверяется на механическую прочность:

 

6.5.4 Выбор трансформаторов собственных нужд

 Выбирается число и мощность трансформаторов СН

S_ТСН=0,005×S_ТГПП=0,005×25000=125 кВА.

По /ПУЭ/ принимаем к установке два трансформатора ТМ – 160 6/0,4. При отключении одного трансформатора второй будет загружен на 125/160=0,8 , т.е. на 80 %.

6.5.5  Выбор остального оборудования

 

 

                                                                                                               Таблица 10

Обозн.	Условие выбора	Расчётные данные	Тип оборудования	Паспортные данные	Примечание
1	2	3	4	5	6
Q	Вк I 2tпр iдин ≥ iу Uн ≥ Uс Iотк ≥ I Iн ≥ Iр.м	I2поtпо = 0,94кА2*с iу = 14,4 кА Uc = 6 кВ IПО  = 7,8 кА Iр.м =182 А	ВБЭ-10-31,5/630	ВК = 1600кА2*с Iдин = 80 кА Uн = 10 кВ Iотк = 31,5 кА Iн = 630 А	Для линий: радиальной гпп-рп; смешаной гпп-рп
		I2поtпо = 0,338кА2*с iу = 5,1 кА Uc = 10 кВ IПО  = 2,6 кА Iр.м =265 А			Для линий: радиальной остальные; смешаной остальные
1	2	3	4	5	6
QW	Uуст Uном Imax Iном. iуд iдин. Вк Iт2 tт.	I2поtпо = 0,338кА2*с iу = 5,1 кА Uc = 10 кВ Iр.м =182 А	РВ-10- 400УХЛ1	Uн = 10 кВ Iн = 400 А Iдин =51 кА I t2 = 160 кА2/с	Для всех
QS	Uн ≥ Uс iдин ≥ iу Iн ≥ Iр.м Вк ≥ I 2tпр	ВК = 0,338кА2*с iу = 5,1 кА Uc = 10 кВ Iр.м =265 А	ВНРп-10/400-10зп У3	Uн = 10 кВ Iдин = 10 кА Iн = 400 А I t2 = 300 кА	Для всех
FU	Uуст Uном. Iпо Iоткл. Imax Iдоп.	Uc = 10 кВ IПО  = 5,04 кА Iр.м =265 А	ПКТ 104-10-315-40У3	Uн = 10 кВ Iотк =40 кА Iн = 315 А	Для всех
ТV	Uуст Uном. S2 S2ном	Uc = 10 кВ Sр=9,6МВА	НАМИ-10	Uн = 10 кВ Sн=400кВА	В качестве кабеля связи принимается  кабель марки АКРВГ Sжил=4 мм2
TA	I2поtпо ≥ Вк iдин ≥ iу Uн ≥ Uс Iн ≥ Iр.м Z2н ≥ Z2	ВК = 0,94кА2*с iу = 14,4 кА Uc = 6 кВ Iр.м =182 А Z2=0,985	GIS-12	Uном=10 кВ I1ном = 300А iдин =76,4 кА I2тер·tтер =900кА2*с Z2н=15 Ом	В качестве кабеля связи принимается  кабель марки АКРВГ Sжил=4 мм2
		ВК = 0,338кА2*с iу = 5,1 кА Uc = 10 кВ Iр.м =265 А Z2=0,985

 

Для выбора трансформатора тока используем тот  же прибор , что и при выборе в  п.5.5. Так как длина по сравнению  с расчетом в п5.5  станет меньше до 5 метров, то расчет не производим и принимаем минимально возможное сечение, прошедшее проверку в п.5.5, 4 мм² .Коэффициент трансформации не определяем в рамках данной таблицы, а его значения указаны на формате 2.

 

6. Технико – экономическое сравнение вариантов.

 

В соответствии с методикой технико-экономических  расчётов в 

энергетике  критерием оценки принимаем суммарные  приведённые расчётные затраты:

 

З_г = Р_н×К + И_∑ , (6.12) 

 

где  Р_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, принимаемый в энергетике равным 0,125;

К – капитальные  вложения, тыс. руб.;

 

К=К_тр+К_в+К_кл+К_о (6.13)

 

И_∑ – ежегодные издержки производства, тыс. руб.;

 

,   (6.14) 

здесь И_а – амортизационные отчисления на восстановление (реновацию) и капитальный ремонт оборудования;

И_ΔW – стоимость потерь электроэнергии;

 

,   (6.15) 

где  α – норма амортизации,

      α_{а об} = 6,3% -  для оборудования; 

      α_{а тр} = 4,2% - для трансформаторов; 

      α_{а кл} = 2,3% -  для кабельных линий.

,       (6.16) 

где                                              ,      (6.17) 

здесь δ=1,08 – для U_В.Н. =110 кВ,

          β – основная ставка двухставочного тарифа (110кВ – 52 коп/кВт∙ч),

          α – дополнительная ставка двухставочного тарифа (110кВ – 346,59 руб/кВт∙месяц),

         К_Н – отношение потерь, равный 1,

 руб/кВт∙ч;

 

Стоимость трансформаторов:

2500 кВт  – 1390 тыс.руб × 8 шт = 11 120 тыс.руб;

1000 кВт  – 465,5 тыс.руб × 8 шт = 3 724 тыс.руб;

Суммарная стоимость  трансформаторов К_тр = 14 844 тыс.руб.

 

Стоимость выключателей ВБЭ-10-31,5/630:

     для радиального варианта 181,6 тыс.руб.  × 25 шт =4 540 тыс.руб;

     для смешаного варианта 181,6 тыс.руб.  × 17 шт =3 087 тыс.руб.

 

Стоимость кабельных линий:

     для радиального варианта 

сечением 35 мм – 107,6 тыс.руб./км × 2,62 км = 281,9 тыс.руб;

сечением 50 мм – 120,4 тыс.руб./км × 1,86 км = 223,9 тыс.руб;

сечением 120 мм – 211,9 тыс.руб./км × 1,22 км = 258,5 тыс.руб;

сечением 150 мм – 249,8 тыс.руб./км × 1,24 км = 309,7 тыс.руб;

сечением 185 мм – 298,3 тыс.руб./км × 0,8 км = 238,6 тыс.руб;

 

Суммарная стоимость кабеля = 1312,6 тыс.руб.

 

     для смешанного варианта 

сечением 35 мм – 107,6 тыс.руб./км × 1,4 км = 150,6 тыс.руб;

сечением 95 мм – 168,9 тыс.руб./км × 0,6 км = 101,3 тыс.руб;

сечением 120 мм – 211,9 тыс.руб./км × 0,92 км = 194,9 тыс.руб;

сечением 185 мм – 298,3 тыс.руб./км × 2,94 км = 877 тыс.руб;

 

Суммарная стоимость кабеля = 1329,2 тыс.руб.

 

Стоимость строительных работ по прокладке кабелей в траншеях:

радиальный  вариант 71,2 тыс.руб. /км × 3,87 км = 275,5 тыс.руб.;

смешанного  вариант 71,2 тыс. руб. /км × 2,93 км = 208,6 тыс.руб..

Суммарная стоимость кабельных линий:

радиального варианта К_кл = 1604,8 тыс.руб.

смешаного варианта К_кл = 1537,8 тыс.руб.

 

Стоимость разъединителей и выключателей нагрузки и предохранителей 

          РВ-10-400УХЛ1 - 5,5 тыс. руб. × 16 = 88 тыс.руб;

ВНРп-10/400-10зп У3 - 13,250 тыс. руб. × 10 = 132,25 тыс.руб; 

          ПКТ 104-10-315-40 У3- 3,233 тыс. руб. × 14 =45,26 тыс.руб; 

 

Суммарная стоимость разъединителей и выключателей нагрузки и предохранителей для смешанной схемы К_о =265,51 тыс.руб. В радиальной схеме они отсутствуют.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

, (6.18)

 МВтч;

 МВтч;

 МВтч;

 МВтч;

 МВтч;

 МВтч.

 

Суммарные потери в трансформаторах ΔW_т = 1012,9 МВтч.

 

Потери электроэнергии в кабельных линиях:

, (6.19)

 

Для радиального  варианта:

 

ГПП-РП кВтч;

ГПП-ТП1 кВтч;

ГПП-ТП2 кВтч;

ГПП-ТП3 кВтч;

ГПП-ТП4 кВтч;

ГПП-ТП5 кВтч;

ГПП-ТП6 кВтч;

ГПП-ТП7 кВтч;

ГПП-ТП8 кВтч;

 

Суммарные потери в линиях ΔW_кл = 136552,6 кВтч.

Для смешанного варианта:

 

ГПП-РП кВтч;

ГПП-ТП1 кВтч;

ТП1-ТП8 кВтч;

ГПП-ТП2 кВтч;

ГПП-ТП3 кВтч;

ТП3-ТП4 кВтч;

ГПП-ТП7 кВтч;

ТП7-ТП6 кВтч;

ТП6-ТП5 кВтч;

 

Суммарные потери в линиях ΔW_кл = 129846,4 кВтч.

 

Расчёт технико-экономических  показателей сводим в таблицу 11

Таблица 11

Вариант	Капитальные затраты на трансформаторы, kт,тыс руб	Кап. затраты на выключатели, kв,тыс руб	Кап.затраты на кабельные линии, kл,тыс руб	Кап.затраты на выключатели нагрузки, разьединители и предохранители kр,тыс руб	Суммарные капитальные вложения, k,тыс руб
1	2	3	4	5	6
Рад.	14 844	4 540	1312,6	-	20696,6
Смеш.	14 844	3 087	1329,3	265,51	19525,81

 

Приведенные кап.затраты, Рн∙ k, тыс.руб	Амортизационные отчисления на трансформаторы, Иа.т., тыс. руб	Амортиз. отчисления на выключатели, Иа.в., тыс. руб	Амортиз. отчисления на КЛ, Ик.л., тыс. руб	Амортиз. отчисления на выключатели  нагрузки и разьединители, Иа.р., тыс. руб	Потери энергии в тр-рах, ∆WТ, кВт∙ч
7	8	9	10	11	12
2587,1	623,4	286	30,2	-	1012900
2440,7	623,4	194,5	30,6	16,7	1012900

 

Потери энергии в линиях, ∆Wл, кВт∙ч	Суммарные потери энергии, ∆W, кВт∙ч	Стоимость потерь эл.энергии, И∆W, тыс.руб	Годовые эксплуат. расходы, И ,тыс. руб	Приведенные затраты, З, тыс. руб.
13	14	45	16	17
136552,6	1149452,6	1954069,4	1954385,6	1956972,7
129846,4	1142746,4	1942668,9	1942910,7	1945351,4

 

Приведенные затраты для вариантов отличаются менее чем на 5%.

Принимаем радиальный вариант, как более надежный.

 

 

 

 

 

 

 

6.7 Конструктивное выполнение распределительной сети.

 

Распределительная сеть 10 кВ выполняются кабелями марки  ААШвУ.

Кабель  данных типов представляет собой  силовые кабели с алюминиевыми токопроводящими  жилами,  в алюминиевой оболочке, имеется шланг из поливинилхлоридного  полистиката. Кабель ААШвУ предназначен для прокладки в траншеях с  низкой и средней коррозионной активностью  с наличием или отсутствием блуждающих токов, в сухих производственных помещениях.