|
Наименование
|
Категория
|
|
1. Склад готовой продукции
|
III
|
|
2. Склад вспомогательных материалов
|
III
|
|
3. Цех сталеплавильных печей №1
|
I
|
|
4. Цех электрических печей №2
|
I
|
|
5. Прокатный цех
|
I
|
|
6. Цех электрических печей №3
|
I
|
|
7. Столярный цех
|
II
|
|
8. Ремонтно-механический цех
|
II
|
|
9. Кузнечно-прессовый цех
|
II
|
|
10. Энергоцех
|
II
|
|
11. Склад оборудования
|
III
|
|
12. Гараж
|
III
|
|
13. Насосная
|
I
|
|
14. Заводоуправление
|
II
|
|
15. Компрессорная
|
I
|
2. Определение
электрической нагрузки завода
Перед определением нагрузок опишем
основные из существующих методов расчета нагрузки /2, с. 6/. По значению
электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы
электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной
оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему
электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы
электрооборудования.
К основным методам расчета
электрических нагрузок относятся следующие:
1) по установленной мощности и
коэффициенту спроса:
Для определения расчетной нагрузки
необходимо знать установленную мощность, коэффициент спроса. Определение
расчетной мощности является приближенным, а, следовательно, его применение
рекомендуется для предварительных расчетов и определения общезаводской
нагрузки.
Рр = Кс∙Рн
(1)
) по средней мощности и коэффициенту
формы графика нагрузок:
Этот метод с достаточной степенью
точности позволяет определять расчетные нагрузки узлов на всех ступенях системы
электроснабжения, начиная от шин цеховых подстанций и выше в сторону питания.
При условии наличия графика нагрузки может считаться вообще вполне
удовлетворительным.
Рр =Кф∙Рс
(2)
) по средней мощности и коэффициенту
максимума (метод упорядоченных диаграмм показателей графиков нагрузок):
Метод наиболее точен и применяется
для расчета нагрузок на всех ступенях системы электроснабжения, и при условии
наличия данных о каждом приемнике узла. Метод громоздкий, трудный для
применения, а применение его на высоких уровнях электроснабжения привело к
большим ошибкам, из-за большого числа потребителей.
Рр = Км∙Рс
(3)
) по средней мощности и отклонению
расчетной нагрузки от средней (статистический метод):
Статистический метод расчета
представляет попытку преодоления несовершенств метода упорядоченных диаграмм.
Использование статического метода в соответствии с формулой (4) определения
расчетных нагрузок возможно во всех случаях, но при наличии данных, приведенных
в выражении (4).
Рр = Рс ± β∙σ (4)
где β - принятая кратность меры рассеяния;
σ
- среднеквадратичное отклонение.
Применение метода коэффициента
максимума дает более точные результаты, чем метод коэффициента спроса. Однако
следует учитывать, что шаг стандартных сечений мощностей силовых
трансформаторов и т.д. значительно больше, чем ошибка в расчетах. По этой
причине вполне возможно применение метода определения нагрузки и по
коэффициенту спроса.
Активная, силовая нагрузка цеха,
кВт,
,
где kС - коэффициент
спроса группы электроприемников, принимаемый по /2, с. 23/;
Рном - суммарная
номинальная мощность однотипных электроприемников.
Реактивная мощность нагрузки цеха,
квар,
,
где tgφ - коэффициент реактивной мощности группы электроприемников.
Осветительная нагрузка цеха, кВт,
,
где γ0 - удельная мощность осветительной нагрузки;
kсо - коэффициент спроса
осветительных нагрузок /2, с. 38/;
Рно-установленная
мощность приемников электрического освещения.
Таблица 3 - Коэффициент спроса
осветительных нагрузок
|
Наименование
|
kсо
|
|
Склады
|
0,6
|
|
Административные здания
|
0,9
|
|
Производственные здания, состоящие из крупных пролетов
|
0,95
|
Величина Рно может
находиться по формуле:
Рудо - удельная нагрузка,
Вт/м2 площади пола цеха /2, с. 39/
Примем для всех цехов Рудо=0,015
кВт/м2.
F - площадь помещения, определяемая по генплану.
Расчет по формулам 5-9 сведем в
таблицу 4.
Полная, силовая мощность нагрузки
цеха, кВ·А,
.
Таблица 4 - Результаты расчета
нагрузок завода по цехам
|
№
|
РНОМ, кВт
|
kС
|
kИ
|
сosφ
|
F,
м2
|
Рр, кВт
|
Рно, кВт
|
Рро, кВт
|
kСО
|
Qр,
квар
|
|
1
|
180
|
0,5
|
0,45
|
0,76
|
839,5
|
90
|
12,6
|
7,56
|
0,60
|
76,96
|
|
2
|
40
|
0,5
|
0,45
|
0,76
|
635,0
|
20
|
9,52
|
5,71
|
0,60
|
17,1
|
|
3
|
4000
|
0,4
|
0,35
|
0,65
|
1911,4
|
1600
|
28,67
|
27,2
|
0,95
|
1870,1
|
|
4
|
2500
|
0,4
|
0,35
|
0,65
|
1758,5
|
1000
|
26,4
|
25,1
|
0,95
|
1169,1
|
|
5
|
16500
|
0,75
|
0,60
|
0,70
|
1911,4
|
12375
|
28,67
|
27,2
|
0,95
|
12625
|
|
6
|
4200
|
0,4
|
0,335
|
0,65
|
2067,0
|
1680
|
31,0
|
29,45
|
0,95
|
1964
|
|
7
|
420
|
0,16
|
0,14
|
0,60
|
582,0
|
67,2
|
8,73
|
8,3
|
0,95
|
89,6
|
|
8
|
270
|
0,35
|
0,45
|
0,60
|
582,0
|
94,5
|
8,73
|
8,3
|
0,95
|
125,7
|
|
9
|
722,3
|
0,5
|
0,4
|
0,70
|
617
|
361,15
|
9,26
|
8,8
|
0,95
|
368,4
|
|
10
|
320
|
0,5
|
0,4
|
0,70
|
617
|
160
|
9,26
|
8,8
|
0,95
|
163,2
|
|
11
|
70
|
0,5
|
0,45
|
0,76
|
988,3
|
35
|
14,82
|
8,9
|
0,60
|
29,9
|
|
12
|
160
|
0,6
|
0,5
|
0,70
|
459,1
|
96
|
6,89
|
4,13
|
0,60
|
97,9
|
|
13
|
5400
|
0,75
|
0,65
|
0,8
|
499,5
|
4050
|
7,49
|
7,1
|
0,95
|
3037,5
|
|
14
|
250
|
0,85
|
0,65
|
0,8
|
1120,4
|
212,5
|
16,81
|
15,13
|
0,90
|
159,4
|
|
15
|
6400
|
0,75
|
0,65
|
0,8
|
355,6
|
4800
|
5,33
|
5,06
|
0,95
|
3600
|
|
Σ
|
-
|
-
|
|
-
|
-
|
26641,35
|
-
|
196,74
|
-
|
25393,86
|
Полная комплексная мощность нагрузки
завода, кВ∙А,
.
Поскольку трансформаторы еще не
выбраны, то активные и реактивные потери в трансформаторе на главной
понизительной подстанции (ГПП), вызванные протеканием через него тока нагрузки,
кВт и квар определятся /2, с. 20/,
,
,
Полная комплексная мощность,
потребляемая заводом, кВА,
сosφ и tgφ производства, о.е.,
Принимая сosφЭС для ТЭЦ равный 0,85 (tgφЭС=0,62), определяем
предварительную мощность компенсирующих устройств (КУ), квар,
.
По рассчитанной мощности
выбираем КУ /3, с. 109/ 4×УКЛ56-10,5-3150У3. Мощность КУ, квар 
.
Полная мощность, потребляемая
заводом с учетом КУ, кВ∙А,
.
3. Проектирование схемы
внешнего электроснабжения завода
3.1 Определение способа
питания и номинального напряжения
Номинальное напряжение ЛЭП
существенно влияет на ее технико-экономические показатели. При большом
номинальном напряжении возможна передача большой мощности на большие расстояния
и с меньшими потерями. Пропускная способность электропередачи при переходе на
следующую ступень номинального напряжения увеличивается в несколько раз. В то
же время с повышением номинального напряжения существенно возрастают
капитальные вложения в оборудование и сооружение ЛЭП. Поэтому выбор напряжения ЛЭП
очень важная задача, при его выборе необходимо учесть множество факторов.
Для определения напряжения ЛЭП по
передаваемой мощности и расстоянию, на которое необходимо передать эту
мощность, существует ряд эмпирических формул. В нашем случае воспользуемся формулой
Стилла, преобразованной С.Н. Никоггосовым к виду.
,
где Р - активная
мощность передаваемая по ЛЭП, l
- расстояние на которое необходимо передать эту мощность.
Эта формула пригодна для
нахождения напряжения ЛЭП, если мощность передачи не превышает 60 МВА, а
дальность передачи 250 км.
кВ.
Тогда для дальнейшего
анализа принимаем два близлежащих значения номинальных напряжений
35<33,5<110 кВ.
В качестве линии
электропередач (ЛЭП) будем применять воздушную линию (ВЛ) так как ее сооружение
и связанные с ним затраты являются экономически выгоднее по сравнению с
установкой кабельных линий.
Для выбора оптимального
варианта электроснабжения завода, проведем технико-экономический расчет:
Вариант-1. Питание
завода осуществляется по четырех цепной ВЛ напряжением 35 кВ.
Определим сечение
проводов ЛЭП методом экономической плотности тока.
Токовая нагрузка ЛЭП, А,
,
где UНОМ - номинальное напряжение ЛЭП;
nЦ
- число параллельных цепей ЛЭП.
Определяем сечение
провода, мм2,
,
где jЭК - экономическая плотность тока /4, с. 220 /, выбранная в
зависимости от годового числа часов использования максимума нагрузки
приведенного в /2, с. 66/. 
ч. для
электротехнических заводов.
Выбираем ближайшее
стандартное сечение провода /5, с. 432/ АС 95 и его характеристики Z0=0,306+j0,421 Ом/км; Iдоп=330 A.
Проверим выбранное
сечение по нагреву для послеаварийного режима:
А;
=> 
,
условие выполняется.
Проверка сечения по допустимой
потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах, В,
,
Потери напряжения не
превышают 5%, следовательно, сечение выбрано верно.
Для того чтобы
осуществить передачу ЭЭ от генератора станции (100 МВт) до потребителей по ЛЭП,
необходима трансформация на высшее напряжение, в данном случае 35 кВ. Но чтобы это
реализовать при мощности 100 МВт потребуется установить 6 трансформаторов
мощностью 16 МВА на один блок, что является практически не возможным и не
экономичным. Исходя из выше названного, этот вариант далее считаем не
целесообразным и рассматриваем только 2 вариант снабжения завода
«электросталей» на напряжении 110 кВ.
Вариант-2. Питание
завода осуществляется по двух цепной ВЛ напряжением 110 кВ, для заводской
подстанции в качестве схемы электроснабжения применяем - схему мостик.
Рисунок 2 -
Электрическая схема ВН
Определим сечение
проводов ЛЭП методом экономической плотности тока.
Токовая нагрузка ЛЭП, А,
,
где UНОМ - номинальное напряжение ЛЭП;
nЦ
- число параллельных цепей ЛЭП.
Определяем сечение
провода, мм2,
,
где jЭК - экономическая плотность тока выбранная по /4, с. 220/.
Ближайшее стандартное
сечение провода /5, с. 432/ АС 70 его характеристики Z0=0,428+j0,444 Ом/км; Iдоп=265
A.
Проверка по условиям
коронирования выполняется при напряжениях выше 35 кВ 
Определим начальную
критическую напряженность электрического поля по выражению, кВ/см,
,
где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для
многопроволочных проводов m
= 0,82);
r0
- радиус провода, см
Определяем напряженность
около поверхности провода по, кВ/см,
,
r0
- радиус расщепленного провода, см;
D
- среднегеометрическое расстояние между проводами фаз при горизонтальном
расположении фаз, см
Тогда
Таким образом, провод АС
70/11 по условиям короны проходит.
Проверим выбранное
сечение по нагреву для послеаварийного режима, А.
;
=> 
,
условие выполняется.
Проверка сечения по допустимой
потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах, В,
,
.
Потери напряжения не превышают 5%,
следовательно, сечение выбрано верно.
3.2 Выбор место
положения ГПП и его оборудования
Местоположение главной понизительной
подстанции (ГПП) определим методом картограммы нагрузок /2, с. 48/. Для этого
определим координаты геометрического центра каждого здания и сведем их в
таблицу 5. Тогда координаты ГПП определяться из следующих формул,
Таблица 5 - Геометрические
координаты центров зданий, м,
|
№ цеха
|
Координата х, мм
|
Координата у, мм
|
Рi, МВт
|
Рi∙хi
|
Рi∙уi
|
|
1
|
12
|
43
|
97,56
|
1170,72
|
4195,08
|
|
2
|
43
|
58
|
25,71
|
1105,53
|
1491,18
|
|
3
|
97
|
55,5
|
1627,2
|
157838,4
|
90309,6
|
|
4
|
64
|
42,5
|
1025,1
|
65606,4
|
43566,75
|
|
5
|
97
|
42
|
12402,2
|
1203013,4
|
520892,4
|
|
6
|
28,5
|
26
|
1709,45
|
48719,325
|
44445,7
|
|
7
|
25
|
14
|
75,5
|
1887,5
|
1057
|
|
8
|
34
|
14
|
102,8
|
3495,2
|
1439,2
|
|
9
|
91
|
27
|
369,95
|
33665,45
|
9988,65
|
|
10
|
101
|
27
|
168,8
|
17048,8
|
4557,6
|
|
11
|
7
|
14
|
43,9
|
307,3
|
614,6
|
|
12
|
7
|
2
|
100,13
|
700,91
|
200,26
|
|
13
|
25
|
2,5
|
4057,1
|
101427,5
|
10142,75
|
|
14
|
57
|
3
|
227,63
|
12974,91
|
682,89
|
|
15
|
103
|
3
|
4805,06
|
494921,18
|
14415,18
|
|
Сумма
|
26838,09
|
2143882,5
|
747998,8
|
Определяем координаты ГПП, мм,
, 
.
Расположить ГПП в месте
расчетных координат невозможно так, как пришлось бы вести линию к ГПП по крыше
кузнечного цеха и энергоцеха. Рациональнее сдвинуть ГПП вниз. И новые
координаты 
,
.
Рисунок 3 - Схема предприятия с
определением месторасположения ГПП
Выбор трансформатора ГПП
Выбор мощности трансформатора на ГПП
проводиться на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме
работы /2, с. 109/. В послеаварийном режиме (при отключении одного из
трансформаторов) должно быть обеспечено надежное питание потребителей от
оставшегося в работе трансформатора.
Рассчитаем номинальную мощность
трансформаторов на ГПП, кВ·А,
,
где kав - коэффициент аварийной перегрузки.
Выбираем трансформатор
2хТРДН-25000/110, /5, с. 148/. Характеристики трансформатора приведены в
таблице 6.
Таблица 6 - Характеристики
трансформатора
|
Тип
|
Uном,
кВ
|
Потери, кВт
|
uк,
%
|
Iх,
%
|
R,
Ом
|
х, Ом
|
Цена, тыс. руб.
|
|
ВН
|
НН
|
Рх
|
Рк
|
|
|
|
|
|
|
ТРДН-25000/110
|
115
|
10,5
|
25
|
120
|
10,5
|
0,65
|
2,54
|
55,9
|
65,5
|
Коэффициент загрузки трансформатора,
%,
,
Коэффициент после аварийной
перегрузки трансформатора,
,
Из рассчитанных коэффициентов видно,
что выбранные трансформаторы загружены нормально.
Выберем трансформатор для питания
ГПП на блок Г-Т-ЛЭП
Поскольку генераторы по 100 МВт
каждый, то выберем трансформатор исходя из полной вырабатываемой станцией
мощности:
МВт
Выбираем трансформатор
ТДЦ-125000/110, /6, с. 693/. Характеристики трансформатора приведены в таблице
7.
Таблица 7 - Характеристики
трансформатора
|
Тип
|
Uном,
кВ
|
Потери, кВт
|
uк,
%
|
Iх,
%
|
R,
Ом
|
х, Ом
|
|
ВН
|
НН
|
Рх
|
Рк
|
|
|
|
|
|
ТДЦ-125000/110
|
121
|
10,5
|
120
|
400
|
10,5
|
0,55
|
0,37
|
12,3
|
Выбор выключателя ГПП /2, с. 110/
Для выбора выключателей на ГПП ВН
необходимо определим ток, который возникает при КЗ, кА,
где ZКЗ - сопротивление от источника до точки КЗ, Ом
,
Ом,
Ом,
Ом.
Рабочий ток выключателя, А,
,
где 
-
мощность завода, определенная в пункте 1; nЦ
- количество цепей.
Выбираем выключатель типа ЯЭ-110Л-23
(13) У4 /5, с. 242/. Сведем результат проверки выключателей на напряжение 110
кВ в таблицу 8.
Таблица 8 - Выбор выключателя
|
Условие выбора
|
Паспортный параметр
|
Расчетный параметр
|
|
Uном
≥ Uрасч
|
110кВ
|
110 кВ
|
|
Iном
≥ Iраб
|
1250 А
|
84,3 А
|
|
Iном.КЗ
≥ Iрасч.КЗ
|
40 кА
|
1,7 кА
|
|
Tном.доп
|
0,055 сек.
|
-
|
|
Стоимость, тыс. руб.
|
16500
|
3.3 Выбор оптимального
варианта внешнего электроснабжения завода
Так как в пункте 3.1 был исключен из
рассмотрения один из сравниваемых вариантов, то просто определим приведенные
затраты на сооружение внешнего электроснабжения завода /2, с. 112/. При
определении капитальных затрат используем укрупненные показатели стоимости
электрооборудования
Определим капитальные вложения во
внешнее электроснабжение,
,
где КТ - стоимость
трансформатора;
КЯ - стоимость
выключателя на ГПП;
КW - стоимость сооружения
одного километра ЛЭП 110 кВ /4, с. 266/;
тыс. руб.
Суммарные ежегодные издержки
определятся из условия:
,
где 
-
амортизационные отчисления, включающие соответственно отчисления по линиям,
выключателям и трансформаторам,
- расходы на
эксплуатацию и ремонт соответственно по линиям, выключателям и трансформаторам,
- стоимость годовых
потерь ЭЭ в линиях и трансформаторах.
Амортизационные
отчисления:
,
где 
Тпи - срок
полезного использования, /2, с. 100/.
Таблица 9 -
Вспомогательные коэффициенты
|
Параметр
|
Выключатель
|
Линия
|
Трансформатор
|
|
 171717
|
|
|
|
|
 ,
%5,90,85,9
|
|
|
|
тыс. руб.
Расходы на эксплуатацию
и ремонт:
,
где 
Рэ.р. - срок
полезного использования, /2, с. 104/.
тыс. руб.
Стоимость потерь ЭЭ:
,
где ΔР - удельные потери
активной мощности, принятые по /6, с. 273/;
τ - время
максимальных потерь принятое по /6, с. 62 и с. 181/;
nЦ - количество
параллельных цепей.
Потери электроэнергии в
трансформаторе, МВт,
,
где 
-
удельное сопротивление проводов, Ом/км,
- длина линии, км,
- количество цепей,
-расчетная мощность,
МВА.
Время использования
максимума потерь, ч.
Годовые потери энергии в
линиях, кВт∙ч/год,
Годовые потери ЭЭ в
трансформаторах,
где 
-
количество трансформаторов,
- потери холостого
хода, кВт,
- потери короткого
замыкания, кВт,
-расчетная мощность,
МВА,
-номинальная мощность
трансформатора, МВА.
кВт∙ч/год.
Стоимость годовых потерь
в линиях и трансформаторах, тыс. руб./год,
где
ΔА', ΔА'' - суммарные потери
электроэнергии, соответственно зависящие и независящие от нагрузки;
β', β'' - стоимость 1 кВт·ч потерь, определяемый для показателей Т' = τ и Т'' = 8760 ч
Суммарные ежегодные издержки, тыс.
руб.,
Приведенные затраты,
тыс. руб.,
,
где ЕН - нормативный коэффициент
эффективности капиталовложении в электроэнергетику (при сроке окупаемости 8
лет), 1/год.
4. Выбор внутреннего
электроснабжения завода
.1 Выполнение эскиза
схемы с указанием ГПП, ТП и линиями связи между цехами
Проектирование систем внутреннего
высоковольтного электроснабжения начинаем со схематичного расположения
прокладываемых КЛ по территории завода, а также указания расположения
трансформаторных подстанций (ТП).
Каждый цех на схеме пронумерован, и
показана его полная мощность, кВА.
Рисунок 4 - Схема внутреннего
высоковольтного электроснабжения завода
4.2 Выбор сечения
кабельных линий
Сечение жил кабелей выбираются по
техническим и экономическим условиям. К техническим условиям относится выбор
сечения по нагреву расчетным током, нагреву от кратковременного выделения тепла
током короткого замыкания, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном
режимах. К экономическим условиям относится выбор сечения по методу
экономической плотности тока.
Определим сечения КЛ для каждого
участка, и проверим их по техническим условиям. Расчет покажем на примере
участка КЛ от ГПП до 15 цеха, результаты расчетов по остальным участкам
приведем в таблице 10.
Длительный ток по КЛ, А,
Предварительное сечение кабеля, мм2,
,
где jЭ - нормированная плотность тока /4, с. 220/ для кабеля с бумажной
изоляцией, А/мм2.
Выбираем трехжильный кабель с
бумажной изоляцией ААБ 240, параметры кабеля /6, с. 674/: r0=0,258 Ом/км, х0=0,081 Ом/км, Iдоп=240 A.
Проверим выбранный кабель по нагреву
от протекания токов КЗ.
Периодическая составляющая тока КЗ,
кА,
,
где ZКЗ - сопротивление от источника до точки КЗ, Ом.
,
где 
-
сопротивление питающей системы, Ом;
- сопротивление ЛЭП 110
кВ, Ом;
- сопротивление
трансформаторов на 110 кВ (ГПП);
- сопротивление КЛ
завода, Ом;
- коэффициент
трансформации соответствующей ступени.
Ом,
Ом.
Сопротивление
двухобмоточного трансформатора на ГПП, ТРДН-25000/110, Ом, 
Сопротивление КЛ завода, Ом,
где -
длина участка КЛ (см. рисунок 4), км.
Тогда суммарное
сопротивление, Ом,
Максимальный тепловой
импульс КЛ, кА2·с,
,
где Та - постоянная
времени затухания периодической составляющей тока КЗ;
tотк - полное время
отключения,
,
Минимальное сечение по условию
термической стойкости, мм2,
,
где С - функция значение которой
выбирается по /7, с. 201/
Выбранное сечение кабеля проходит по
нагреву 120>35,2.
Проверим сечение по допустимой
потере напряжения.
Проверка производится в нормальном и
послеаварийном режимах, и потери не должны превышать 5% и 10% соответственно
[5].
Потеря напряжения в нормальном
режиме работы, %,
где 
и
-
суммарные активная и реактивная мощность, протекающая по участку КЛ от ГПП до
15 цеха.
Потеря напряжения в
послеаварийном режиме работы, при обрыве одной цепи КЛ, %,
.
Выбранное сечение КЛ
удовлетворяет проверке по допустимой потере напряжения.
Таблица 10 - Результаты расчета по
выбору сечения КЛ
|
Участок
|
Тип кабеля
|
Si-j,
кВА
|
Iрасч,
А
|
L,
км
|
FКЛ,
мм2
|
ZКЗ,
Ом
|
IПО,
кА
|
BК,
кА2·с
|
Fтер,
мм2
|
|
ГПП-15
|
2×ААБ-120
|
5627
|
162,4
|
0,0775
|
101,5
|
0,7
|
8,66
|
12,38
|
35,19
|
|
ГПП-ТП2
|
3×ААБ-95
|
6974
|
134,2
|
0,0832
|
83,9
|
0,701
|
8,65
|
12,34
|
35,13
|
|
ГПП-ТП5
|
2×ААБ-50
|
2726
|
78,7
|
0,1635
|
49,2
|
0,718
|
8,44
|
11,76
|
34,3
|
|
ГПП-5
|
11853,2
|
342,2
|
0,145
|
213,9
|
0,704
|
8,61
|
12,22
|
35,0
|
|
ГПП-ТП3
|
2×ААБ-95
|
4063,6
|
117,3
|
0,1445
|
73,3
|
0,708
|
8,56
|
12,1
|
34,8
|
|
ГПП-ТП6
|
2×ААБ-120
|
5810,1
|
167,7
|
0,2489
|
104,8
|
0,718
|
8,445
|
11,77
|
34,3
|
|
ТП1-15
|
2×ААБ-185
|
377,0
|
286,4
|
0,089
|
179
|
0,7
|
0,331
|
0,018
|
1,34
|
|
ТП1-10
|
2×ААБ-120
|
234,8
|
178,4
|
0,032
|
111,5
|
0,69
|
0,332
|
0,018
|
1,35
|
|
ТП3-2
|
ААБ-35
|
30,87
|
46,9
|
0,114
|
29,3
|
0,71
|
0,325
|
0,017
|
1,32
|
|
ТП5-1
|
ААБ-120
|
124,3
|
188,8
|
0,095
|
118
|
0,7
|
0,331
|
0,018
|
1,32
|
|
ТП6-11
|
ААБ-70
|
53,12
|
80,7
|
0,073
|
50,4
|
0,7
|
0,331
|
0,018
|
1,34
|
|
ТП6-7
|
ААБ-120
|
117,2
|
178
|
0,021
|
111,3
|
0,7
|
0,331
|
0,018
|
1,34
|
|
ТП7-14
|
2×ААБ-150
|
277,9
|
211,1
|
0,056
|
131,9
|
0,7
|
0,331
|
0,018
|
1,34
|
|
ТП7-12
|
ААБ-150
|
140
|
212,7
|
0,067
|
133
|
0,7
|
0,331
|
0,018
|
1,35
|
Таблица 11 - Характеристики
кабельных линий
|
Тип
|
Напряжение, кВ
|
R0,
Ом/км
|
X0,
Ом/км
|
Длительно допустимый ток, А
|
Цена, тыс. руб./км
|
|
ААБ-50
|
10
|
0,62
|
0,0900
|
140
|
2,4
|
|
ААБ-95
|
10
|
0,326
|
0,0830
|
205
|
3,2
|
|
ААБ-120
|
10
|
0,258
|
0,0810
|
240
|
3,6
|
|
ААБ-240
|
10
|
0,129
|
0,0750
|
355
|
5,4
|
|
ААБ-35
|
0,4
|
0,890
|
0,0637
|
220
|
2,27
|
|
ААБ-70
|
0,4
|
0,443
|
0,0612
|
340
|
2,88
|
|
ААБ-120
|
0,4
|
0,258
|
0,0602
|
460
|
3,76
|
|
ААБ-150
|
0,4
|
0,206
|
0,0560
|
520
|
4,34
|
|
ААБ-185
|
0,4
|
0,167
|
0,0596
|
580
|
5,01
|
4.3 Выбор выключателей
на низкой стороне ГПП
Рабочий ток выключателя, А,
,
где
- мощность завода;
nЦ
- количество цепей;
Определим ток протекающий через
выключатель во время КЗ, кА,
.
Выбираем выключатель типа
ВВТЭ-10-20/1000УХЛ2 /5 с. 232/. Сведем результат проверки выключателей на
напряжение 10 кВ в таблицу 12.
Таблица 12 - Выбор выключателя
|
Условие выбора
|
Паспортный параметр
|
Расчетный параметр
|
|
Uном
≥ Uрасч
|
10 кВ
|
10 кВ
|
|
Iном
≥ Iраб
|
1000 А
|
927,5 А
|
|
Iном.КЗ
≥ Iрасч.КЗ
|
52,5 кА
|
13,75 кА
|
|
Tном.доп
|
0,055 сек.
|
-
|
|
Стоимость, тыс. руб.
|
2,46
|
.4 Выбор цеховых
трансформаторов
В последнее десятилетие подстанции
третьего уровня оснащают преимущественно комплектными ТП. Широко применяемые
КТП не имеют сборных шин первичного напряжения и отличаются только конструкцией
(в зависимости от завода-изготовителя). КТП комплектуют из следующих основных
элементов: устройство высокого напряжения - шкаф ВН; трансформаторов;
распределительное устройство низкого напряжения - шкаф НН с вводным
автоматическим выключателем, низковольтные шкафы отходящих линий и шкаф
секционного низкого напряжения, обычно осуществляющий АВР /1, с. 254/.
Для выбора номинальной мощности
трансформаторов КТП, определяем предварительно мощность трансформаторов при
аварийной перегрузке в ТП1, кВ·А,
,
где kав - коэффициент аварийной перегрузки.
Выбираем трансформатор 2хТМ-1000/10,
/5, с. 124/. Характеристики трансформатора приведены в таблице 13.
Таблица 13 - Характеристики
трансформатора
|
Тип трансформатора
|
Uном,
кВ
|
Потери, кВт
|
uк,
%
|
ix,%
|
|
ВН
|
НН
|
Px
|
Pк
|
|
|
|
ТМ-1000/10
|
10
|
0,4
|
2,45
|
11
|
5,5
|
1,4
|
Коэффициент загрузки трансформатора,
,
Коэффициент после аварийной
перегрузки трансформатора,
,
Выбор остальных цеховых
трансформаторов сведем в таблицу 14.
Таблица 14 - Выбор трансформаторов
|
Узел
|
Тип трансформатора
|
 ,
кВА ,
о. е. ,
о. е.
|
|
|
|
ТП1
|
2хТМ-1000/10
|
808,1
|
0,57
|
1,13
|
|
ТП2
|
3хТМ-2500/10
|
4981,3
|
0,93
|
1,4
|
|
ТП3
|
2хТМ-2500/10
|
1791,9
|
0,5
|
1,0
|
|
ТП4
|
2хТМ-1600/10
|
1131,9
|
0,5
|
1,0
|
|
ТП5
|
2хТМ-2500/10
|
1974,1
|
0,55
|
1,1
|
|
ТП6
|
2хТСЗ-250/10
|
236,4
|
0,66
|
1,32
|
|
ТП7
|
2хТМ-1000/10
|
701,4
|
0,50
|
1,0
|
Исходя из выбранных трансформаторов,
выбираем следующие комплектные трансформаторные подстанции /5, с. 532/.
Таблица 15 - Выбор КТП
|
Узел
|
Тип КТП
|
Цена шкафов на стороне 10 кВ, руб.
|
Цена шкафов на стороне 0,4 кВ, руб.
|
Общая цена, тыс. руб.
|
|
ТП1
|
2хКТП-У-630-1000
|
570
|
1310
|
1,88
|
|
ТП2
|
3хКТП-630-2500
|
930
|
5200
|
6,13
|
|
ТП3
|
2х КТП-630-2500
|
930
|
5200
|
6,13
|
|
ТП4
|
2х КТП-630-2500
|
843
|
4166,7
|
5,01
|
|
ТП5
|
2х КТП-630-2500
|
930
|
5200
|
6,13
|
|
ТП6
|
2х КТП-250-630
|
550
|
2090
|
2,64
|
|
ТП7
|
2хКТП-У-630-1000
|
570
|
1310
|
1,88
|
4.5 Определение
приведенных затрат на сооружение внутреннего электроснабжения предприятия
Суммарные капиталовложения, тыс.
руб.,
.
где 
-
капитальные вложения в закрытое распределительное устройство на 42 отходящих
линий /8, с. 334/, равные 155 тыс. руб.;
- капитальные вложения
в КУ /8, с. 340/, тыс. руб.,
.
- капитальные вложения
в выключатели НН /8, с. 334/, тыс. руб.,
.
- капитальные вложения
в кабельные линии /4, с. 272/, тыс. руб.,
- капитальные вложения
в КТП/5, с. 532/, тыс. руб.,
Суммарные годовые
издержки,
.
где 
- издержки на амортизацию и обслуживание закрытого распределительного
устройства /8, с. 315/, тыс. руб.,
.
- издержки на
амортизацию и обслуживание КУ, тыс. руб.,
.
- издержки на
амортизацию и обслуживание выключателей, тыс. руб.,
.
- издержки на
амортизацию и обслуживание КЛ, тыс. руб.,
.
- издержки на
амортизацию и обслуживание КТП, тыс. руб.,
- издержки на
возмещение потерь электроэнергии:
.
где ΔА - суммарные потери электроэнергии зависящие от нагрузки;
β - стоимость
1 кВт·ч потерь /8, с. 317/.
Результат расчета сведем в таблицу
15.
Таблица 15 - Издержки на возмещение
потерь электроэнергии
|
Участок
|
nц
|
Iрасч,
А
|
Rуч,
Ом
|
τ,
ч
|
β, тыс. руб./(кВт∙ч)
|
ИΔА,
тыс. руб
|
|
ГПП-15
|
2
|
162,4
|
0,021
|
2669,2
|
 0,07
|
|
|
ГПП-ТП2
|
3
|
134,2
|
|
|
0,07
|
|
ГПП-ТП5
|
2
|
78,7
|
0,102
|
|
|
0,08
|
|
ГПП-5
|
2
|
342,2
|
0,022
|
|
|
0,33
|
|
ГПП-ТП3
|
2
|
117,3
|
0,049
|
|
|
0,09
|
|
ГПП-ТП6
|
2
|
167,7
|
0,067
|
|
|
0,25
|
|
ТП1-15
|
2
|
286,4
|
0,016
|
|
|
0,17
|
|
ТП1-10
|
2
|
178,4
|
0,008
|
|
|
0,04
|
|
ТП3-2
|
1
|
46,9
|
0,102
|
|
|
0,03
|
|
ТП5-1
|
1
|
188,8
|
0,025
|
|
|
0,12
|
|
ТП6-11
|
1
|
80,7
|
0,033
|
|
|
0,03
|
|
ТП6-7
|
1
|
178
|
0,006
|
|
|
0,02
|
|
ТП7-14
|
2
|
211,1
|
0,012
|
|
|
0,07
|
|
ТП7-12
|
1
|
212,7
|
0,014
|
|
|
0,08
|
|
 1,45
|
|
потребитель нагрузка завод
электроснабжение
Суммарные годовые издержки, тыс.
руб.,
.
Суммарные затраты, тыс.
руб.,
.
Список источников
1 Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник
для студентов высших учебных заведений / Б.И. Кудрин. - 2-е изд. - М.: Интермет
Инжиниринг, 2006. - 672 с.
Электроснабжение: Учеб. пособие по курсовому и дипломному
проектированию: В 2 ч. Ч. 1 /Л.С. Синенко, Т.П. Рубан, Е.Ю. Сизганова, Ю.П.
Попов. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. - 135 с.
Электро-технический справочник: В 4 т. Т. 2. Электротехнические
изделия и устройства / Под общ. ред. Профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл.
ред. И.Н. Орлов) - 9-е изд., стер. - М., 2003. - 518 с.
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для
электроэнергетических специальностей: Учеб. пособие для студентов вузов/ В.М.
Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др. Под ред. В.М. Блок. - М.: Высшая школа,
1981. - 304 с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций:
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие
для вузов / Б.Н. Неклепаев, П.И. Крючков. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.:
Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.
Герасименко А.А. Передача и распределение электрической энергии:
Учеб. пособие / А.А. Герасименко, В.Т. Федин. - Ростов-н/Д.: Феникс; Красноярск:
Издательские проекты, 2006. - 720 с.
Рожкова, Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станции и
подстанции: Учеб. пособие / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. - Москва:
Энергоатомиздат, 1980. -600 с.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Сост.
В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и
И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.
СТП КГТУ 01-05. Общие требования к оформлению текстовых и
графических студенческих работ. Текстовые материалы и иллюстрации. -
Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. -58 с.