Проектирование системы электроснабжения cтанкостроительного завода (стр. 5 из 8)
Таблица 8 – Выбор места расположения ГПП
| наименование подразделения | Рр, кВт | x, м | y, м | Ррх, кВт*м | Ррy, кВт*м | Ri, мм |
| 1 Токарно-механический цех | 697,8 | 60 | 170 | 41867,3 | 118624 | 21,1 |
| 2 Сборочный цех | 1025,5 | 160 | 280 | 164074 | 287130 | 25,6 |
| 3 Инструмент цех | 129,5 | 170 | 70 | 22008,2 | 9062,2 | 9,1 |
| 4 Литейный цех | 1751,8 | 300 | 270 | 525547 | 472992 | 33,4 |
| 5 Кузнечный цех | 666,6 | 290 | 120 | 193303 | 79987,5 | 20,6 |
| 6 Ремонтный цех | 514,4 | 390 | 240 | 200612 | 123453 | 18,1 |
| 7 Насосная станция (СД) | 1832,2 | 390 | 60 | 714575 | 109935 | 34,2 |
| 8 Компрессорная станция (СД) | 985,8 | 450 | 280 | 443600 | 276018 | 25,1 |
| 9 Деревообделочный цех | 153,0 | 550 | 120 | 84175,5 | 18365,6 | 9,9 |
| 10 Электрифицированный гараж | 141,3 | 450 | 50 | 63566,2 | 7062,91 | 9,5 |
| 11Склады готовой продукции | 133,5 | 290 | 50 | 38707,6 | 6673,73 | 9,2 |
| 12 Цех (рассчитываемый) | 262,7 | 60 | 310 | 15761,3 | 81433,2 | 12,9 |
| Итого | 8839,9 | - | - | 2507798 | 1590737 | - |
Картограмма активных нагрузок цехов предприятия позволяет найти центр электрических нагрузок (ЦЭН) всего предприятия. Координаты ЦЭН можно определить по формулам, м:
(40) 
(41)где Xi, Yi – координаты центров нагрузок отдельных цехов, м.
м 
мКартограмма активных нагрузок цехов предприятия приведена на рисунке 4.
Рисунок 4 – Картограмма активных нагрузок
6. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
6.1 Определения рационального напряжения
При выполнении расчетов целесообразно к системе внешнего электроснабжения отнести трансформаторы, установленные на подстанции энергосистемы, а также питающие линии вместе с коммутационно-защитной аппаратурой, установленной в начале линии.
Т.к. на предприятии имеются потребители второй категорий надежности, то предусматриваем сооружение двух питающих линий на стальных опорах.
Выбор напряжений для питающих линий до ГПП предприятия выполняем следующим образом.
Для определения рационального напряжения вычисляем нестандартное напряжение, соответствующее расчетным данным. Расчет выполняем по формуле Стилла, кВ:
(42)где L – длина линии, км;
Р – передаваемая мощность, кВт, принимается равной расчетной активной нагрузке предприятия Рр.п.
кВ 
кВДля технико-экономического сравнения из напряжений, имеющихся на подстанции энергосистемы, выбираем ближайшие стандартные – 35 и 110кВ.
Далее определяем технико-экономические показатели для следующих вариантов: 1) строительство ВЛ-35кВ от линии 35кВ находящейся на расстоянии 8км от предприятия; 2) строительство ВЛ-110кВ от ПС-110/10кВ находящейся на расстоянии 10км от предприятия.
Исходя из расчетной нагрузки рассчитываем номинальный ток ЛЭП ВН, А:
,(43)где n – количество параллельных линий, n = 1 (рассчитаем максимальный ток, когда питание всего предприятия осуществляется по одной линии, при отключенной второй):
A 
АОпределим нестандартное сечение провода по (4), при условии работы ВЛ в нормальном режиме (обе линии в работе):
F110 = 26/1,4 = 19 мм2
F35 = 81,5/1,4 = 58 мм2
Согласно табл. 7.38 [5], минимальное сечение проводов ВЛ напряжением 35кВ и выше – 70мм2. Выбираем провод марки АС-70 на напряжение 110 кВ и 35 кВ по методу экономической плотности тока. По условию нагрева длительно допустимым током данным проводам соответствуют значение 265А, что является допустимым даже при работе линии в ремонтном или аварийном режиме. Далее выбранные провода проверяем по условию допустимой потери напряжения.
При этом должно выполняться условие:
∆Uдоп≤5%Uном
Потеря напряжения определяется как:
;(44)Для ВЛ-110 кВ 3х70: rуд = 0,428 ом/км, xуд = 0,444 Ом/км,
Для ВЛ-35 кВ 3х70: rуд = 0,428 ом/км, xуд = 0,432 Ом/км,
В.Что составляет 0,17 % от Uн.
В.Что составляет 2,7 % от Uн.
6.2 Приведенные затраты на строительство линии
Затраты определяются по формуле, т.руб/год:
З=рнК+И,(45)
гдерн– нормативный коэффициент капитальных вложений, рн = 0,12;
К – капитальные вложения, тыс.руб:
;(46) 
– общая стоимость сооружения линии, для 110кВ – 24,6 тыс.р/км, для 35кВ – 20,1 тыс.р/км;Кв – стоимость выключателей, для 110кВ – 23,6 тыс.руб, для 35кВ – 5,1 тыс.руб;
И – годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб/год:
И = Иэ+Иа+Ио,;(47)
Стоимость издержек на потери электроэнергии, тыс.руб/год:
,(48)гдеКз – коэффициент загрузки линии в нормальном режиме:
Кз=Iр/Iдоп(49)
Кз110= 26/265 = 0,09
Кз35= 81,5/265 = 0,31
τм – время использования энергии (двусменный режим), τм=24·365·2/3=5840 ч/год;
С0 – стоимость энергии из [1], С0=0,75 коп/кВт.ч = 0,0075 руб/кВт.ч;
ΔPном – потери мощности в линии при длительно допустимом токе нагрузки, кВтч:
ΔPном = Iр2rл;
ΔPном110 = 0,71 кВт/км
ΔPном35 = 14,0 кВт/км
Иэ110 = 2·0,71·0,092·5840·0,0075·3 = 4,2 руб/год
Иэ35 = 2·14,0·0,312·5840·0,0075·6 = 1414,0 руб/год
Стоимость издержек на амортизацию Иа , тыс.руб/год:
Иа = Иа,л + Иа,в, (50)
гдеИа,л = Ка,л·Кл;(51)
Иа,в = Ка,в·Кв; (52)
Ка,л – норма амортизационных отчислений линии, Ка,л= 0,028;
Ка,в – норма амортизационных отчислений выключателей, Ка,в = 0,094;
Ио – отчисления на обслуживание, т.к. в рассматриваемых вариантах они изменяются незначительно, Ионе учитываем.
Иа110 =24,6·10·0,028 + 2·23,6·0,094 = 11,325 т.руб/год
Иа35 =20,1·8·0,028 + 2·5,1·0,094 = 5,460 т.руб/год
Затраты:
З110 =0,12(24,6·10 + 2·23,6) + 0,004 + 11,325 = 46,52 т.руб/год
З35 =0,12(20,1·8 + 2·5,1) + 1,414 + 5,46 = 27,39 т.руб/год
Выбираем вариант строительства ВЛ-35кВ, вследствие более дешевой стоимости строительства и эксплуатации.
7. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПО ПРЕДПРИЯТИЮ
7.1 Варианты внутренней распредсети предприятия.
Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по радиальной, магистральной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей их территориальным размещением, особенностями режимов работы.
На генплане предприятия указываем число и расположение цеховых ТП, а также источник электроэнергии – ГПП – вблизи ЦЭН. Трансформаторные подстанции цехов типа КТП располагаем около стен цеха или на осевой линии.
Для начала намечаем 2 варианта распредсети 10 кВ, для которых выбираем трансформаторы, кабельные линии. Далее, исходя из экономических показателей, принимаем лучший из них. Результаты расчетов представлены в таблице 8–11 для 2-х вариантов, представленных на рисунках 5, 6.
Рисунок 5 – План сети 10 кВ предприятия, вариант 1.
Рисунок 6 – План сети 10 кВ предприятия, вариант 2.
7.2 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности
Для цехов с разными удельными плотностями нагрузки могут быть приняты разные номинальные мощности трансформаторов. Однако, число типоразмеров трансформаторов, применяемых на предприятии, следует ограничить до 1-2, т.к. большое их разнообразие создает неудобство в эксплуатации и дополнительные трудности в резервировании и взаимозаменяемости. Поэтому выделяем цеха с большой плотностью нагрузки и для них выбираем трансформаторы большей мощности, чем для остальной части комбината. В этом случае близкорасположенные цеха с нагрузкой <1000 кВ∙А целесообразно подключать к общей ТП.
При выбранной единичной мощности цеховых трансформаторов число их в целом по предприятию зависит от степени компенсации реактивной мощности в сетях напряжением ниже 1000 В и допустимых перегрузок в нормальном и послеаварийном режимах.