Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия

Вторая трансформаторная подстанция имеет наибольшую суммарную максимальную нагрузку, поэтому дальнейший расчет будем проводить для неё.

Номинальную мощность трансформатора найдем из выражения (6.2) [4]:

 

,                                                                        (6.2)

 

где – суммарная максимальная расчетная полная мощность цехов, питаемых от ТП 1; – количество рассматриваемых трансформаторов. Проведем расчет для вариантов с двумя и тремя трансформаторами:

- для двух трансформаторов:

 кВА    (6.3)

                                                

- для трёх трансформаторов:

 

 кВА.   (6.4)

 

По результатам принимаем вариант, где два трансформатора мощностью 1600 кВА [5]. Занесем данные этого трансформатора в таблицу 6.1.

 

Таблица 6.1 – Паспортные данные выбранных трансформаторов для цеховых ПС

Тип трансформатора	, кВ	n, шт.	, кВт	, кВт	, %	, %	Цена, руб.
ТМ-1600/10	12	3	2,6	15	1,4	5,4	956700

 

 

6.1 Технический расчет

 

Расчет мощности трансформаторов осуществляется с учетом перегрузки. Наличие перегрузки зависит от графика нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика перегрузок [2]:

 

,                                                                                                                      (6.5)

 

где – средняя расчетная мощность группы потребителей за наиболее загруженную смену, кВА; – максимальная расчетная полная мощность группы потребителей.

Подставим известные  значения в (6.5):

 (6.6)

 

По формуле (4.12) определяется длительная допустимая нагрузка трансформатора:

 

S_доп = 0,2·1400_.·(1 – 0,61) =143,2, кВА. (6.7)

 

По формуле (4.15) определяется коэффициент загрузки трансформаторов:

 

 (6.8)

 (6.9)

 

Коэффициент допустимой перегрузки µ_л трансформаторов зимой за счет снижения их нагрузки в летнее время рассчитывается:

 

µ_л1 = 1 - К_з.т.1 = 1 – 0,76 = 0,24.                                                                  (6.10)

µ_л2 = 1 - К_з.т.2 = 1 – 0,34 = 0,66.                                                             (6.11)

 

Так как перегрузка не должна превышать 15%  принимаем µ_л = 0,15. Определим суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки µ. Для этого суммируем допустимую перегрузку в часы максимальной нагрузки с допустимой перегрузкой трансформаторов зимой, получаем:

 

µ₁ = 1 + + µ_л1 = 1 + + 0,14 = 1,32;                                         (6.12)

 

Суммарная допустимая мощность трансформаторов при их одновременной работе с учетом систематической перегрузки:

 

S_допΣ1 = µ₁·ΣS_н.т. = 1,32·2·1400 = 3456, кВА;                                          (6.13)

S_допΣ2 = µ₂·ΣS_н.т. = 1,32·3·1400 = 5454,  кВА.                                          (6.14)

 

Для установки на цеховых  подстанциях подходят два трансформатора по 1400 кВА или три трансформатора по 1400 кВА, так как S_допΣ > S_м. Окончательный выбор можно будет сделать только после экономического расчета.

 

 

6.2 Экономический расчет

 

Паспортные  данные трансформатора приведены в таблице 6.1, расчет произведем по методике описанной в [1, 2]

Сначала определим  приведенные потери мощности по выражению (4.24):

 

 кВт; (6.15)

= 14,63, кВт. (6.16)

 

Годовые потери электрической энергии в трансформаторах составляют:

 

.                                                                                     (6.17)

 

Подставляя значения мощностей получим:

 

 кВт · ч; (6.18)

 кВт · ч. (6.19)

 

Стоимость годовых потерь электроэнергии найдем по формуле (4.30) из главы 4, учитывая, что стоимость 1 кВт · ч составляет 1,93 руб:

 

 руб; (6.20)

, руб. (6.21)

 

Найдем капитальные затраты каждой ЦП по (4.33):

 

К₁ = 2·980000 = 1935800, руб; (6.22)

К₂ = 3·980000 = 2943700, руб. (6.23)

 

Определяем амортизационные отчисления согласно (4.36):

 

,  руб.; (6.24)

  руб. (6.25)

 

Значения суммарных годовых эксплуатационных расходов:

 

С₁ = 183774,8 + 126540= 312354,8, руб; (6.26)

С₂ = 196246,15 + 185320 =384565,15, руб. (6.27)

 

Из выражения (4.42) найдем суммарные приведенные затраты:

З₁ = α·К₁ + С₁ = 0,15·1944320 + 312354,8 = 604322,8, руб; (6.28)

З₂ = α·К₂ + С₂ = 0,15·2924000 + 384565,15 = 815675,15, руб. (6.29)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 6.1 – Месторасположение цеховых трансформаторных подстанций

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 ПОСТРОЕНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

Характерной особенностью схем внутризаводского распределения  электроэнергии является многоуровневая разветвленность сети с наличием большого количества коммутационной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения.

В общем случае схемы  внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается нецелесообразным применение схем с числом ступеней более двух-трех, так как в этом случае усложняется коммутация и защита сети. В данном курсовом проекте для электроснабжения предприятия примем двухступенчатую радиальную схему с промежуточным распределительными пунктами (РП) 10 кВ.

На ГПП установлены  два двухобмоточных трансформатора 35/10 кВ. Каждый трансформатор питает отдельную секцию шин распределительного устройства (РУ) 10 кВ. Для обеспечения надежности электроснабжения секции шин соединены между собой секционным выключателем, который в нормальном состоянии выключен. От секции шин 10 кВ питаются три ТП 10/0,4 кВ. На каждой ТП установлено по два двухобмоточных трансформатора 10/0,4 кВ. Для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей трансформаторы питаются от разных секций шин 10 кВ. Каждый трансформатор ТП питает отдельное РУ 0,4 кВ. На каждой ТП РУ 0,4 кВ связаны между собой автоматическими выключателями. Однолинейная схема электроснабжения представлена на рисунке 7.1.

 

8 ВЫБОР МАРОК И СЕЧЕНИЙ КАБЕЛЬНЫХ И ВОЗДУШНЫХ ЛИНИИ

 

8.1 Выбор сечения кабельных линий напряжением 35 кВ

 

На первоначальном этапе расчета необходимо определить экономически целесообразное сечение линии по выражению (8.1). Неизвестное значение рабочего тока, потребляемого предприятием, определяется по выражению [2]:

 

                                                                                             (8.1)

 

Подставим известные  значения в (8.1):

 

 А. (8.2)

 

Определим экономическое сечение  проводов воздушных линий, приняв экономическую плотность тока = 1 [5]:

 

;                                                                                                        (8.3)

  . (8.4)

 

Принимаем двухцепную линию с проводами  АС-70/11, допустимый ток нагрузки которой составляет 210 А. Параметры проводов приведены в таблице 8.1 [5].

 

 

 

Таблица 8.1 – Параметры проводов АС-70/11

Марка провода	Rп, Ом/км	Xп, Ом/км	Рабочий ток, А	Допустимый  длительный ток, А
АС-70/11	0,43	0,42	51,86	212

 

Проверим провод по условию  допустимой потери напряжения в аварийном режиме, т.е. при обрыве или отключении одной из цепей, двухцепной линии. Определим потерю напряжения по формуле:

 

,                                           (8.5)         

где – суммарная максимальная расчетная активная мощность предприятия, кВ·А;  – удельное активное сопротивление, ; l – длина линии, км;      – суммарная максимальная расчетная активная мощность предприятия, кВ·А; – удельное реактивное сопротивление, .

Подставим значения в (8.5):

 

 В. (8.6)

 

Определим потерю напряжения в процентах:

 

 (8.7)

 

Потеря напряжения не превысила 12%, следовательно, окончательно принимаем провод АС-70/11.

 

 

 

8.2 Выбор кабельных линий 10 кВ

 

Определим максимальную силу рабочего тока, протекающую по двум линиям от ГПП до каждой ТП:

 

,            (8.8)

 

где – номинальное напряжение кабельных линий, кВ.

Расчет проведем для ТП1, ТП2, ТП3:

 

  (8.9)

 

Для параллельно работающих линий в качестве расчетного тока принимают ток послеаварийного режима, когда одна из линий вышла из строя. Определим силу расчетного тока кабельных линий от ГПП до каждого трансформатора ТП:

 

 (8.10)

 

Сила расчетного тока не должна превышать  допустимую для данного кабеля силу тока. Выбранные марки кабелей 10кВ приведены в таблице 8.2 [5]. Сечения должны удовлетворять допустимой потере напряжения в линии, которая определяется из выражения:

,             (8.11)

 

где – суммарная максимальная расчетная активная мощность ТП, кВ·А; – удельное активное сопротивление, ; l – длина линии, км; – суммарная максимальная расчетная активная мощность ТП, кВ·А; – удельное реактивное сопротивление, .

 

Таблица 8.2 – Выбранные марки кабелей 10 кВ

КЛ	, А	, А	Длина кабеля, м	Сечение      кабеля,	Марка кабеля
КЛ1 (ГПП-ТП1)	132,4	134	446	36	АПвЭП 10 3´35
КЛ2 (ГПП-ТП1)	132,4	134	446	36	АПвЭП 10 3´35
КЛ3 (ГПП-ТП2)	145,5	134	307	36	АПвЭП 10 3´35
КЛ4 (ГПП-ТП2)	145,5	134	307	36	АПвЭП 10 3´35
КЛ5 (ГПП-ТП3)	154,8	113	256	24	АПвЭП 10 3´25
КЛ6 (ГПП-ТП3)	154,8	113	256	24	АПвЭП 10 3´25

 

Найдем суммарные максимальные расчетные активные и реактивные мощности каждой ТП:

 

 (8.12)

 

Подставим известные значения в (8.12):

 (8.13)

 

Погонные активные и реактивные сопротивления линий приведены в таблице 8.3[5].

 

Таблица 8.3 – Погонные активные и реактивные сопротивления

КЛ
КЛ 1, КЛ 2, КЛ 3, КЛ 4	0,84	0,093
КЛ 5,КЛ 6	1,26	0,092

 

Определим потери напряжения в линиях от ГПП до каждой ТП по формуле (8.11):

 

 (8.14)

 

Определим потери напряжения в процентах  от номинального по выражению: