Проектирование системы электроснабжения комплекса по производству черных металлов

Аннотация

В данной выпускной работе рассмотрена тема «Проектирование системы электроснабжения комплекса по производству черных металлов»

Для решения данной задачи определены электрические нагрузки и произведен выбор и расчет системы внешнего электроснабжения.

Также произведен расчет системы внутреннего электроснабжения, в котором для конкретных цехов представлен выбор цеховых трансформаторов, определены сечения кабельных линий на 10 кВ и по выбранным вариантам определены технико-экономические показатели.

Следующим шагом в данной работе для отдельного цеха представлен расчет искусственного освещения и проектирование силовых сетей цеха, где произвели выбор и расчет питающей и распределительной сетей цеха.

Далее представлены такие разделы как релейная защита и выбор электрических аппаратов и токоведущих частей.

Просчитаны также в данной работе экономическая часть и раздел охрана труда.

Отдельным разделом представлена специальная часть проекта, где рассмотрен вопрос эффективности внедрения систем с частотно-регулируемыми приводами.

Т?сініктеме

Осы шы?ару ж?мысында бірінші ретті к?мекші кешеніні? электр жабды?тауын жобалау та?ырыбы ?арастырылады.

Б?л есепті шешу ?шін электрлік ж?ктемелер аны?тал?ан. Б?дан бас?а, сырт?ы электр жабды?тау ж?йесі та?далып, есептеулер ж?ргізілді.

Сонымен ?атар, ішкі электр жабды?тау ж?йесі есптеліп, кешенні? на?ты цехтары ?шін цехтік трансформаторларды та?дау ?сыныл?ан, ж?не 10кВ ар-нал?ан кабельдерді? к?лдене? ?ималары аны?талды. Осы та?дал?ан н?с?ау-лар ?шін техника-экономикалы? к?рсеткіштер аны?талды.

Осы ж?мыста?ы келесі ?адам, жеке цех ?шін жасанды жары?тандыру-ды? есеп-?исабы ж?не цех желісін жобалау ?сыныл?ан. М?нда цехті? реттеу-ші ж?не ?оректенуші желісі та?далып, есеп-?исабы ж?ргізілді.

Одан ?рі, релейлік ?ор?аныш сия?ты б?лімдер к?рсетілген ж?не электр ?ондыр?ылар мен ток?ткізгішб?ліктерді? та?дауы ж?ргізілді.

Жеке б?лім ретінде жобаны? арнайы б?лімі ?ор?анысы.

Содержание

Введение

1. Определение электрических нагрузок

1.1 Определение расчетных нагрузок по цехам предприятия

1.2 Определение полной расчетной нагрузки в целом по заводу

2. Определение центра электрических нагрузок и картограммы нагрузок

3. Выбор и расчет системы внешнего электроснабжения

3.1 Выбор рационального напряжения

3.2 Выбор трансформаторов

3.3 Вариант 1. U_ном = 110 кВ

3.4 Вариант 2. U_ном = 35 кВ

3.5 Вариант 3. U_ном = 220 кВ

4. Расчет системы внутреннего электроснабжения

4.1 Предварительный выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций

4.2 Выбор мощности компенсирующих устройств и окончательный выбор цеховых трансформаторов

4.3 Определение сечения кабельных линий на 10 кВ

4.4 Определение технико-экономических показателей по выбранным вариантам

4.5 Краткое описание принятой системы электроснабжения

5. Проектирование силовых сетей цеха

5.1 Определение расчетных электрических нагрузок по цеху в целом и по узлам питания

5.2 Выбор и расчет питающей сети цеха

5.3 Расчет распределительной сети цеха

6. Проектирование искусственного освещения цеха

6.1 Светотехнический расчет освещения

6.2 Электроснабжение осветительной сети

7. Релейная защита

7.1 Расчет защиты синхронного двигателя

8. Выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей

8.1 Выключатели

8.2 Предохранители

8.3 Трансформаторы тока и напряжения

8.4 Шины ГПП

9. Экономическая часть

9.1 Определение ремонтной сложности

9.2 Формирование плана по труду

9.3 Определение плановой сметы годовых эксплуатационных расходов на содержание и ремонт схемы внутреннего электроснабжения промышленных предприятий

9.4 Определение себестоимости 1 кВтч. полезно потребленной предприятием электроэнергии

10. Охрана труда

10.1 Влияние производства на окружающую среду

10.2 Микроклимат

10.3 Требования к вентиляции воздуха. Расчет защит трансформаторов 6/10 кВ

10.4 Вредные и опасные факторы

10.5 Производственное освещение

10.6 Действие шумов, вибрации, излучений

10.7 Пожарная безопасность

10.8 Молниезащита главной понизительной подстанции

10.9 Мероприятия по защите окружающей среды

Заключение

Список использованной литературы

Приложение А. Исходные данные

Введение

Передача электроэнергии от источников к потребителям производится энергетическими системами, объединяющими несколько электростанций.

Длительный опыт эксплуатации энергетических систем показал технико-экономическую целесообразность их соединения между собой.

Энергосистемы продолжают оставаться основными источниками электроснабжения потребителей электроэнергии, в том числе наиболее энергоемких, каковыми являются промышленные предприятия.

Основные элементы электрической части энергосистем - различные типы районных трансформаторных и распределительных подстанций, главные подстанции предприятий (ГПП) и других объектов и городов. В соответствии со схемами и принятыми напряжениями. Распределительные сети энергосистем напряжением 35, 10 и 6 кВ являются одновременно электрическими сетями внешнего электроснабжения промышленных предприятий.

Вся система распределения и потребления электроэнергии, получаемой от энергосистем, строится таким образом, чтобы удовлетворялись основные требования электроприемников, находящихся у потребителей.

Надежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда технических устройств как в системе, так и у потребителей: устройств релейной защиты и автоматики, автоматического ввода резерва (АВР) и повторного включения (АПВ), контроля и сигнализации.

Качество электроснабжения определяется поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты, а также ограничением значений в сети высших гармоник и несинусоидальности и несимметричности напряжений.

Экономичность электроснабжения достигается путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций и разработки оптимизации системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рациональных напряжений, оптимальных значений сечений проводов и кабелей, числа и мощности трансформаторных подстанций, средств компенсации реактивной мощности и их размещения в сети.

Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями планов электрификации всех отраслей народного хозяйства, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий.

В современных условиях главными задачами специалистов, осуществляющих проектирование и эксплуатацию современных систем электроснабжения промышленных предприятий, являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения, качества электроэнергии на зажимах электроприемников, электромагнитной совместимости приемников электрической энергии с питающей сетью, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

1. Определение электрических нагрузок

1.1 Определение расчетных нагрузок по цехам предприятия

Потребители электроэнергии на предприятии относятся к электроприемникам переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 0,4 кВ и 10 кВ. Краткая характеристика среды производственных помещений и категория по степени надежности приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Краткая характеристика среды и категории

Наименование цехов	Производственная среда	Категория по степени надежности
1 ЭСПЦ - 1		I, II
2 ЭСПЦ - 2		I, II
3 АБК Кастинг		II, III
4 АБК ЧЛЦ		II, III
5 Охладительное отделение ЭСПЦ		II, III
6 Охладительное отделение ЧЛЦ		II, III
7 ЧЛЦ (участок обжига извести и склад)		II, III
8 Цех подготовки шихты №1		II, III
9 Цех подготовки шихты №2		II, III
10 Кислородная станция		II, III
11 Насосная оборотного водоснабжения №1		II, III
12 Насосная оборотного водоснабжения №2		II, III
13 Блок фильтровальной станции		II, III
14 Газоочистка ЭСПЦ1		II, III
15 Газоочистка ЭСПЦ2		II, III
16 Склад ЦПШ-1		II, III
17 РМЦ		II, III
18 Цех водоподготовки		II, III
19 Цех сварочно-сборочный		II, III
20 Склад прибывающего оборудования		II, III
21 Открытый склад готовой продукции		II, III
22 Склад		II, III
23 Компрессорная		II, III

Расчет электрических нагрузок по цехам предприятия производим методом коэффициентов спроса.

Расчетная силовая нагрузка электроприемников определяется по формулам:

, (1.1)

, (1.2)

где - коэффициент спроса i-го цеха, определяемый по [3];

- номинальная мощность i-го цеха, кВт (по заданию);

- коэффициент реактивной мощности, соответствующий

[3].

Приведем пример расчета для цеха №1 в соответствии с формулами (1.1) - (1.2).

кВт,

квар.

Определение расчетных силовых нагрузок по остальным цехам приведено в таблице 1.2.

Осветительная нагрузка цехов и территорий предприятия определяется по методу удельной мощности на единицу площади и коэффициенту спроса освещения , т.е. номинальная мощность освещения определяется по формуле

, (1.3)

где - удельная мощность освещения на единицу площади i-го цеха,

Вт/м²;

- площадь i-го цеха, м².

Расчетные активная и реактивная мощности освещения цехов определяются по формулам

, (1.4)

. (1.5)

где - коэффициент спроса на освещение, по [1].

Приведем пример расчета для цеха №1 в соответствии с формулами (1.3) - (1.5)

кВт,

кВт,

квар.

Определение расчетных осветительных нагрузок по остальным цехам приведено в таблице 1.2.

Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха определяется по формуле

. (1.6)

Подставляя в формулу (1.6) данные для цеха №1 определяем полную расчетную мощность этого цеха

кВ·А.

Расчет полных расчетных мощностей для остальных цехов приведен в таблице 1.2.

1.2 Определение полной расчетной нагрузки в целом по заводу

По данным таблицы 1.2 имеем:

- силовой нагрузки до 1000 В

23553 кВт,

17826 квар;

- осветительной нагрузки

1116 кВт,

368,1 квар.

Определяем полную расчетную нагрузку потребителей завода на шинах 0,4 кВ трансформаторных подстанций

=

кВ·А.

Далее необходимо определить суммарные потери в цеховых трансформаторных подстанциях (ТП). Так как неизвестны количество и мощности ТП, а также нет сведений о линиях питающих и распределительных сетей, то потери активной мощности , и реактивной мощности , определяются условно по формулам

кВт,

квар.

Определяем суммарные расчетные нагрузки , кВт и , квар на сборных шинах 10 кВ главной понизительной подстанции (ГПП) по формулам

, (1.7)

, (1.8)

где - коэффициент разновременности максимумов нагрузки,

принимаемый в расчетах равным 0,95.

Подставляя в формулы (1.7) и (1.8) необходимые данные получаем

кВт,

квар.

Необходимая мощность компенсирующих устройств по заводу в целом определяется из выражения

, (1.9)

где Р_сг - среднегодовая активная мощность завода, кВт;

- естественный коэффициент реактивной мощности;

- нормативный коэффициент реактивной мощности, который

соответствует = 0,95 и равен 0,33.

Среднегодовая активная мощность завода определяется по формуле

, (1.10)

где - годовое число использования максимума активной мощности, ч,

который принимается по [3];

- годовое число работы предприятия, ч, определяемое по [3].

Подставляя в формулу (1.10) известные данные получаем

кВт.

Естественный коэффициент реактивной мощности определяется по формуле

, (1.11)

где - годовое число часов использования максимума реактивной

мощности, ч, определяемый по [3].

По формуле (1.11) определяем

.

Подставляем в формулу (1.9) найденные параметры определяем расчетную мощность компенсирующих устройств

квар.

Нескомпенсированная мощность определяется по формуле

, (1.12)

где = 66118,2 квар.

По формуле (1.12) определяем нескомпенсированную мощность

= 66118,2 - 32130,4 = 33987,8 квар.

Полная расчетная мощность промышленного предприятия на шинах НН ГПП равна

, (1.13)

где Р - суммарная расчетная нагрузка с учетом активных потерь в компенсирующей установке, кВт.

Таблица 1.2 Расчет электрических нагрузок по цехам
	Силовая нагрузка	Осветительная нагрузка	Итого
№ цеха	Рн,	Кс	cosц	tgц	Рр,	Qp,	F,	Pуд·10Їі,	Ксо	Рро,	tgцо	Qро,	Рр+Рро,	Qр+Qро,	Sр,
по плану
	кВт				кВт	квар	мІ	кВт/мІ		кВт		квар	кВт	квар	кВ•А
	Потребители на 0,4 кВ
1	ЭСПЦ - 1	4800	0,7	0,8	0,75	3360	2520	14208	14,3	0,95	193	0,33	63,7	3553	2583,7	4393,1
2	ЭСПЦ - 2	6500	0,7	0,8	0,75	4550	3412,5	14208	14,3	0,95	193	0,33	63,7	4743	3476,2	5880,5
3	АБК Кастинг	860	0,7	0,8	0,75	602	451,5	440	14,3	0,95	6	0,33	2	608	453,5	758,5
4	АБК ЧЛЦ	640	0,6	0,65	1,169	384	448,9	440	14,3	0,95	6	0,33	2	390	450,9	596,2
5	Охладительное отделение ЭСПЦ	360	0,7	0,8	0,75	252	189	4104	14,3	0,95	55,8	0,33	18,4	307,8	207,4	371,2
6	Охладительное отделение ЧЛЦ	240	0,7	0,8	0,75	168	126	4104	14,3	0,95	55,8	0,33	18,4	223,8	144,4	266,3
7	ЧЛЦ (участок обжига извесати и склад)	1280	0,7	0,8	0,75	896	672	3360	14,3	0,95	45,6	0,33	15	941,6	687	1165,6
8	Цех подготовки шихты №1	2320	0,7	0,8	0,75	1624	1218	4560	14,3	0,95	61,9	0,33	20,4	1685,9	1238,4	2091,9
9	Цех подготовки шихты №2	3650	0,7	0,8	0,75	2555	1916,3	6660	14,3	0,95	90,5	0,33	29,9	2645,5	1946,2	3284,3
10	Кислородная станция	810	0,7	0,8	0,75	567	425,3	780	14,3	0,95	10,6	0,33	3,5	577,6	428,8	719,4
11	Насосная оборотного водоснабжения №1	1230	0,6	0,8	0,75	738	553,5	476	14,3	0,95	6,5	0,33	2,1	744,5	555,6	929
12	Насосная оборотного водоснабжения №2	1650	0,6	0,8	0,75	990	742,5	476	14,3	0,95	6,5	0,33	2,1	996,5	744,6	1244
13	Блок фильровальн. Станции	670	0,7	0,8	0,75	469	351,8	792	14,3	0,95	10,8	0,33	3,6	479,8	355,4	597,1
14	Газоочистка ЭСПЦ1	320	0,7	0,8	0,75	224	168	320	14,3	0,95	4,3	0,33	1,4	228,3	169,4	284,3
15	Газоочистка ЭСПЦ2	240	0,7	0,8	0,75	168	126	1280	14,3	0,95	17,4	0,33	5,7	185,4	131,7	227,4
16	Склад ЦПШ-1	760	0,7	0,8	0,75	532	399	1820	14,3	0,95	24,7	0,33	8,2	556,7	407,2	689,7
17	РМЦ	3200	0,7	0,8	0,75	2240	1680	6080	14,3	0,95	82,6	0,33	27,3	2322,6	1707,3	2882,6
18	Цех водоподготовки	480	0,7	0,8	0,75	336	252	500	14,3	0,95	6,8	0,33	2,2	342,8	254,2	426,8
19	Цех сварочно сборочный	970	0,7	0,8	0,75	679	509,3	4080	14,3	0,95	55,4	0,33	18,3	734,4	527,6	904,3
20	Склад прибывающего оборудования	430	0,7	0,8	0,75	301	225,8	5124	14,3	0,95	69,6	0,33	23	370,6	248,8	446,4
21	Открытый склад готовой продукции	650	0,7	0,8	0,75	455	341,3	2400	14,3	0,95	32,6	0,33	10,8	487,6	352,1	601,4
22	Склад	240	0,7	0,8	0,75	168	126	720	14,3	0,95	9,8	0,33	3,2	177,8	129,2	219,8
23	Компрессорная	1850	0,7	0,8	0,75	1295	971,3	612	14,3	0,95	8,3	0,33	2,7	1303,3	974	1627
Освещение территории							388056	0,16	1	62,1	0,33	20,5	62,1	20,5	65,4
Итого на 0,4 кВ					23553	17826	465600			1116		368,1	24669	18194	30672,2
	Потребители на 10 кВ
1	ЭСПЦ - 1	67320	0,7	0,8	0,75	47124	35343									58905
2	ЭСПЦ - 2	47800	0,7	0,8	0,75	33460	25095									41825
10	Кислородная станция	2700	0,7	0,8	0,75	1890	1417,5									2362,5
11	Насосная оборотного водоснабжения №1	2400	0,6	0,8	0,75	1440	1080									1800
12	Насосная оборотного водоснабжения №2	3600	0,6	0,8	0,75	2160	1620									2700
14	Газоочистка ЭСПЦ1	2400	0,7	0,8	0,75	1680	1260									2100
15	Газоочистка ЭСПЦ2	1850	0,7	0,8	0,75	1295	971,3									1618,8
Итого на 10 кВ					80584	60438									100730

Определяем потери активной мощности в компенсирующей установке, равные 0,2 % от потребляемой мощности

= 64,3 кВт.

Определяем суммарную расчетную активную нагрузку

= 100659,2+ 64,3 = 100723,5 кВт.

Подставляя в формулу (1.13) известные данные получаем

= 106303,3 кВ·А.

Полная расчетная мощность промышленного предприятия с учетом потерь в трансформаторах ГПП определяется по формуле

, (1.14)

где , - потери в активной и реактивной мощности в транс-

форматорах, установленных на ГПП.

Определяем потери в трансформаторах, установленных на ГПП

= 0,02 · 106303,3 = 2126,1 кВт,

= 0,1 · 106303,3 = 10630,3 квар.

Подставляя в формулу (1.14) найденные параметры получим

= 112110,7 кВ·А.

2 Определение центра электрических нагрузок и картограммы нагрузок

Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещение на генплане окружностей, радиус которых соответствует расчетной полной нагрузке в выбранном масштабе. Для каждого цеха наносится своя окружность.

Главную понизительную и цеховые подстанции следует располагать как можно ближе к центру электрических нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяженность как распределительных сетей высокого напряжения завода, так и цеховых электрических сетей низкого напряжения, уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Радиус окружности распределения электрической энергии определяется по формуле

, (2.1)

где - мощность i-го цеха, кВ·А;

m - масштаб для определения площади круга, принимаемый

0,295 кВ·А/мм².

Доля осветительной нагрузки в цехе определяется по формуле

, (2.2)

где - мощность осветительной нагрузки i-го цеха, кВ·А.

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) завода определяются по формулам

(2.3)

(2.4)

где , - координаты ЦЭН i-го цеха, определяемые по генплану завода.

Приведем пример расчета для цеха №1 в соответствии с формулами (2.1), (2.2)

= 26,4 мм,

=16,7є.

Расчеты для остальных цехов представлены в таблице 1.3.

По формулам (2.3) и (2.4) определяем ЦЭН

м,

м.

Вывод: ГПП необходимо расположить в точке с координатами = 265,2 м и = 341,5 м, но питание от подстанции энергосистемы подходит к западной стене завода, поэтому для удобства монтажа и эксплуатации мы расположим ГПП у стены, к которой подводится питание от подстанции энергосистемы.

Таблица 1.3 Определение ЦЭН активной мощности
	Sро,	Sр,	r,	б,	Xi,	Yi,	Sp·Xi,	Sp·Yi,
№ цеха
по плану	кВ•А	кВ•А	мм	град	м	м	м	м
Потребители на 0,4 кВ
1	203,2	4393,1	26,4	16,7	308	344	1353075	1511226
2	203,2	5880,5	30,6	12,4	130	344	764465	2022892
3	6,3	758,5	11	3	216	252	163836	191142
4	6,3	596,2	9,7	3,8	394	252	234903	150242
5	58,8	371,2	7,7	57	216	324	80179	120269
6	58,8	266,3	6,5	79,5	402	324	107053	86281
7	48	1165,6	13,6	14,8	468	406	545501	473234
8	65,2	2091,9	18,3	11,2	608	308	1271875	644305
9	95,3	3284,3	22,9	10,4	364	486	1195485	1596170
10	11,2	719,4	10,7	5,6	278	148	199993	106471
11	6,8	929	12,2	2,6	266	362	247114	336298
12	6,8	1244	14,1	2	96	362	119424	450328
13	11,4	597,1	9,8	6,9	160	488	95536	291385
14	4,5	284,3	6,7	5,7	354	378	100642	107465
15	18,3	227,4	6	29	170	368	38658	83683
16	26	689,7	10,5	13,6	656	450	452443	310365
17	87	2882,6	21,4	10,9	628	420	1810273	1210692
18	7,1	426,8	8,2	6	648	346	276566	147673
19	58,3	904,3	12	23,2	694	308	627584	278524
20	73,3	446,4	8,4	59,1	758	308	338371	137491
21	34,3	601,4	9,8	20,5	366	216	220112	129902
22	10,3	219,8	5,9	16,9	766	114	168367	25057
23	8,7	1627	16,1	1,9	760	24	1236520	39048
Потребители на 10 кВ
1		58905	96,8		308	344	18142740	20263320
2		41825	81,6		130	344	5437250	14387800
10		2362,5	19,4		278	148	656775	349650
11		1800	16,9		266	362	478800	651600
12		2700	20,7		96	362	259200	977400
14		2100	18,3		354	378	743400	793800
15		1618,8	16,1		170	368	275196	595718
Итого		141918					37641336	48469431

3. Выбор и расчет системы внешнего электроснабжения

3.1 Выбор рационального напряжения

Для определения рационального напряжения необходимы следующие данные: полная активная расчетная мощность завода P_p и расстояние от подстанции энергосистемы до завода l, км.

Рациональное напряжение определяем по следующим формулам

, (3.1)

, (3.2)

. (3.3)

Подставляя известные данные в формулы (3.1) - (3.3) определяем

= 176,3 кВ,

=78,4 кВ,

кВ.

На основании данных расчетов рассматриваем следующие варианты напряжений внешнего электроснабжения:

вариант 1. = 110 кВ;

вариант 2. = 35 кВ;

вариант 3. = 220 кВ.

3.2 Выбор трансформаторов

Выбираем мощность трансформатора по расчетной нагрузке с учетом коэффициента загрузки в нормальном и послеаварийном режимах работы определяемого по формулам

, (3.4)

, (3.5)

где - номинальная мощность выбранного трансформатора, кВт;

- полная расчетная мощность предприятия, кВ·А.

Коэффициент загрузки для двухтрансформаторной ГПП принимается в пределах . Определяем коэффициент загрузки для трансформатора с кВ·А

,

3.3 Вариант 1. U_ном =110 кВ

3.3.1 Предварительный выбор выключателей. Схема питания приведена на рисунке 3.1, а также ее схема замещения.



Рисунок 3.1 - Схема питания и схема замещения внешнего электроснабжения на U_ном = 110 кВ

Выбор выключателей Q1, Q2 производим по следующим условиям

Расчетный и максимальный расчетный ток определяется по формулам

, (3.6)

. (3.7)

Для определения периодической составляющей тока КЗ , кА составляем схему замещения, которая представлена на рисунке 3.1 и задаемся базисными условиями

550 МВ·А,

115 кВ.

Определяем базисный ток по формуле

. (3.8)

Подставляя известные данные в формулы (3.6) - (3.8) определяем

А,

А,

А.

Приведем сопротивление системы к базисным условиям

.

Определяем периодическую составляющую начального тока КЗ в относительных базисных единицах (о.б.е.)

.

Периодическая составляющая начального тока КЗ в именованных единицах равна

1,11…2,8 = 3,11 кА.

Условия принимают следующий вид

кВ = кВ,

А > A,

кА > кА.

По [5] к установке принимаем выключатель МКП-110-1000-25У1, стоимостью С_в = 1353 тыс. тенге.

3.3.2 Линии. Питающие линии выполняем проводом марки АС

Производим выбор сечения провода по следующим условиям:

- по допустимому нагреву в нормальном режиме работы согласно условию

, (3.9)

для сечения 70 ммІ

,

в послеаварийном режиме работы по условию

, (3.10)

1,3 · 510 = 663 А > = 588,4 А.

По данному условию принимаем провод марки АС-185 с сечением S = 185 мм²;

по механической прочности принимаем провод с сечением S = 185 мм²;

по термической устойчивости воздушные линии не проверяем ;

по потере напряжения проверяем сечение S = 185 мм² по формуле

> l, (3.11)

где l_доп - допустимая длина линии, км;

- длина линии на 1% потери напряжения, км;

- допустимая потеря напряжения в линии, %;

l- действительная длина питающей линии, км.

По [6] выписываем для провода = 7,3 км, = 5 %.

Подставляя известные данные в формулу (3.11) получаем

= 63,3 км > 5,6 км,

т.е. принятое сечение 185 мм² удовлетворяет величинам допустимых потерь напряжений.

Таким образом, минимально допустимым сечением линии по техническим условиям является сечение 185 мм².

Выбираем сечение провода по экономической целесообразности по фор-муле

, (3.12)

где - экономическая плотность тока, А/мм², принимаемая равной 1,2 А/ммІ.

Согласно формуле (3.12) получаем

= 245,2 мм²,

ближайшее наибольшее стандартное сечение провода для данного напряжения является 300 мм².

Выбор сечения провода проводим по формуле

, (3.13)

где З_л - годовые расчетные затраты на линию, тыс.тенге;

в - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, соответствующий сроку окупаемости, равному 8 годам, равный 0,125;

К_л - капитальные затраты на линию, тыс.тенге;

- годовые эксплуатационные расходы на линию, тыс.тенге.

Капитальные затраты на линию определяются по формуле

, (3.14)

где - стоимость 1 км линии, тыс.тенге/км, принимаемая по [4].

Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле

, (3.15)

где - стоимость годовых расходов на амортизационные отчисления, тыс.тенге;

- стоимость годовых расходов на оплату потерь электроэнергии в линии, тыс. тенге.

Стоимость годовых расходов на амортизационные отчисления и на оплату потерь электроэнергии в линии определяется по формулам

, (3.16)

, (3.17)

где - ежегодные амортизационные отчисления для линии, определяется по [3];

- действительные ежегодные потери электроэнергии в линиях, тыс. кВт·ч/год;

- стоимость электроэнергии, тыс.тенге/ кВт·ч, принимаемая по заданию.

Действительные ежегодные потери электроэнергии в линиях определяются по формуле

, (3.18)

где - потери мощности в линии при длительно допустимой токовой нагрузке, кВт;

- время наибольших потерь, ч.

Потери мощности в линии и время наибольших потерь определяются по формулам

, (3.19)

, (3.20)

где - коэффициент загрузки линии;

- допустимые потери мощности на 1 км линии, кВт/км, определяемые по [6];

n - количество цепей в линии.

Коэффициент загрузки линии определяется по формуле

(3.21)

Подставляя известные данные в формулы (3.21) - (3.13) определяем

= 0,58 ,

= 2225,2 ч,

= 0,58² · 161 · 5,6· 2 = 606 кВт,

= 606 · 2225,2 = 1348 тыс.кВт·ч,

= 1348 · 3,9 = 5257 тыс.тенге,

= 2631,75 · 5,6 = 14738 тыс.тенге,

= 14738 · 0,02 = 295 тыс.тенге,

= 5257 + 295 = 5552 тыс.тенге,

= 0,125 · 14738 +5552 = 7394 тыс.тенге.

Также проводим расчет для сечения 240 и 300 мм², чтобы сравнить затраты и все расчеты сводим в таблицу 3.1. Из таблицы 3.1 видно, что сечение 300 ммІ дешевле сечения 185 ммІ, поэтому выбираем провод АС-300.

3.3.3 Технико-экономические показатели питающих линий. Капитальные затраты на линию определяем из выражения

= 17002+ 1353 · 2 = 19708 тыс.тенге.

Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле

, (3.22)

где - ежегодные амортизационные отчисления для выключателя, определяется по [3].

Подставляем известные данные в формулы (3.22) и (3.13) получаем в итоге годовые затраты на питающую линию

= 3647 + 0,044 · 2706 = 3766,1 тыс.тенге,

= 0,125·19708 + 3766,1 = 6229,6 тыс.тенге.

3.3.4 Затраты на установку ГПП. Капитальные затраты на трансформатор определяются по формуле

, (3.23)

где - стоимость открытого распределительного устройства, тыс.тенге, определяемая по [4];

- стоимость трансформатора, тыс.тенге, определяемая по [5].

Подставляем известные данные в формулу (3.23) и получаем

= 1023 · 2 + 18760,5 · 2 = 39567 тыс.тенге.

Определяем годовые амортизационные отчисления на оборудование

= 0,044 · 39567 = 1740,9 тыс.тенге.

Действительные ежегодные потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле

, (3.24)

где - приведенные потери активной мощности во время холостого хода, кВт;

- приведенные потери в меди трансформатора, кВт.

Приведенные потери активной мощности во время холостого хода и в меди трансформатора определяется по формулам

, (3.25)

, (3.26)

где , - потери мощности в трансформаторе при холостом ходе и коротком замыкании соответственно, определяемое по [5];

- ток холостого хода, %, определяемый по [5];

- напряжение короткого замыкания, %, определяемое по [5].

Подставляя в формулы (3.25) и (3.26) известные данные получаем

= 118,6 кВт,

= 926 кВт,

= 2(118,6 · 6000 + 0,66² · 926 · 2225,2) = 3446,5 кВт·ч.

Определяем стоимость годовых расходов на оплату потерь электроэнергии в трансформаторах

= 3446,5 · 3,9 = 13441 тыс. тенге.

Определяем годовые эксплуатационные расходы на трансформатор

= 1740,9 + 13441= 15182 тыс. тенге.

Определяем годовые расчетные затраты

= 0,125 · 39567 + 15182 = 20128 тыс. тенге.

Все технико-экономические показатели первого варианта системы внешнего электроснабжения сведены в таблицу 3.2.

3.4 Вариант 2. U_ном = 35 кВ

Схема питания для данного варианта и исходные данные для расчетов приведены на рисунке 3.2

Приведенные ниже расчеты по варианту 2 в большинстве случаев аналогичны расчетным, выполненным в варианте 1, поэтому расчетные формулы не повторяются и по возможности все расчеты сводятся в таблицы.

3.4.1 Выключатели. Определяем периодическую составляющую тока КЗ. Составляем схему замещения до точки КЗ, которую приводим на рисунке 3.3.

Определяем сопротивление обмотки высокого напряжения трехобмоточного трансформатора

0,5(10,5 + 17 - 6,5) = 10,5%,

,

отсюда получаем

= 0,9 + 0,46 + 0 = 1,36 .

Далее расчет ведем как и в предыдущем варианте

А,

кА,

,

0,74 · 8,47 = 6,27 кА.

Выбираем выключатель типа ВВУ - 35 - 40/2500 У1и проверяем по следующим условиям

U_ном = 35 кВ = U_{ном.уст} = 35 кВ,

I_ном = 2500 А > I_р.max = 1849,3 A,

I_{ном.откл} = 40 кА > I_по = 6,27 кA.

Стоимость выключателя = 2809,95 тыс.тенге.

3.4.2 Линии. Производим выбор сечения провода по следующим услови-ям:

- по допустимому нагреву

А,

Рисунок 3.2 - Схема внешнего электроснабжения на U_ном = 35 кВ



Рисунок 3.3 - Схема замещения для сечения 240 ммІ

,

в послеаварийном режиме

1,3 · 610 А= 793А > = 616,4 А .

По данному условию принимаем провод марки АС-240 с сечением S = 240 мм²;

по механической прочности принимаем провод с сечением S = 240 мм²;

по термической устойчивости воздушные линии не проверяем ;

по потере напряжения

= 25,3 км > 5,6 км,

т.е. сечение 240 ммІ удовлетворяет величинам допустимых потерь напряжений.

Выбираем сечение провода по экономической целесообразности

= 238 мм²,

ближайшее наибольшее стандартное сечение провода является 240 мм².

Все расчеты по выбору экономически целесообразного сечения сводим в таблицу 3.1. Производим расчет для остальных сечений и сводим все в таблицу 3.1. Из таблицы 3.1 видно, что наиболее дешевым является вариант с сечением 240 ммІ.

3.4.3 Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты на линию определяются по формуле

= 39918 + 2809,95 · 2 = 45537,9 тыс.тенге.

Годовые эксплуатационные расходы равны

= 14144 + 0,044 · 2809,95 · 2 = 14391 тыс.тенге.

Годовые затраты питающей линии равны

= 0,125 · 45537,9 + 14391 = 20083,5 тыс.тенге.

3.4.4 Затраты на установку ГПП. Определяем годовые затраты

= 17655 · 2 + 399,3 · 2 = 36108,6 тыс.тенге.

Определяем приведенные потери активной мощности во время холостого хода и в меди трансформатора

= 83,2 кВт,

= 840 кВт.

отсюда определяем ежегодные потери электроэнергии в трансформаторах

= 2( 83,2 · 6000 + 0,66² · 840 · 2225,2) = 2833,8 тыс.кВт·ч.

Определяем стоимость потерь электроэнергии и ежегодные эксплуатационные расходы

= 2833,8 · 3,9 = 11052 тыс.тенге.

= 1588,8 + 11052 = 12641 тыс.тенге.

Определяем годовые расчетные затраты

= 0,125 · 36108,6 + 12641 = 17154 тыс.тенге.

3.5 Вариант 3. U_ном = 220 кВ

3.5.1 Предварительный выбор выключателей

Схема питания приведена на рисунке 3.3, а также ее схема замещения.

Далее расчет ведем как и в предыдущем варианте

А,

кА,

,

1,11 · 1,38 = 1,53 кА.

Выбираем выключатель типа У - 220 - 25/1000 У1и проверяем по следующим условиям

U_ном = 220 кВ = U_{ном.уст} = 220 кВ,

I_ном = 1000 А > I_р.max = 294,2 A,

I_{ном.откл} = 25 кА > I_по = 1,53 кA.

Стоимость выключателя = 6171 тыс.тенге

Рисунок 3.3 - Схема питания и схема замещения внешнего электроснабжения на U_ном = 220 кВ

Таблица 3.1 Расчет линий
S,	Iдоп,	Кз	КзІ	g,	Cл,	ДРдоп,	цлин,	l,	ф,	C0,	ДPл,	ДЭл,	Спл	Кл	Сал	С?л	0,125Кл	Зл	Gал,
ммІ	А			т/км	тыс.тенге	кВт/км	%	км	ч	тенге	кВт	тыс.кВт·ч	тыс. тенге	т
					км					кВт·ч
				Uном=	110	кВ;		Sр=	112111	кВ·А;	Iр=	294,2	А
70	265	1,11	1,232	0,825	2227,5	125	2	5,6	2225,2	3,9	1725	3838	14968	12474	249	15217	1559	16776	9
95	330	0,89	0,792	1,158	2301,75	134	2	5,6	2225,2	3,9	1189	2646	10319	12890	258	10577	1611	12188	13
120	380	0,77	0,593	1,476	2400,75	140	2	5,6	2225,2	3,9	930	2069	8069	13444	269	8338	1681	10019	17
150	445	0,66	0,436	1,851	2508	149	2	5,6	2225,2	3,9	728	1620	6318	14045	281	6599	1756	8355	21
185	510	0,58	0,336	2,313	2631,75	161	2	5,6	2225,2	3,9	606	1348	5257	14738	295	5552	1842	7394	26
240	610	0,48	0,23	2,991	2838	176	2	5,6	2225,2	3,9	453	1008	3931	15893	318	4249	1987	6236	33
300	690	0,43	0,185	3,771	3036	184	2	5,6	2225,2	3,9	381	848	3307	17002	340	3647	2125	5772	42
				Uном=	35	кВ;		Sр=	112111	кВ·А;	Iр=	308,23333	А
185	510	0,6	0,36	2,313	2186,25	161	2	5,6	2225,2	3,9	1947	4332	16895	36729	735	17630	4591	22221	78
240	610	0,51	0,26	2,991	2376	176	2	5,6	2225,2	3,9	1538	3422	13346	39918	798	14144	4990	19134	100
				Uном=	220	кВ;		Sр=	112111	кВ·А;	Iр=	147,1	А
240	610	0,24	0,058	2,991	2079	210	2	5,6	2225,2	3,9	136	303	1182	23284	466	1648	2911	4559	33
300	705	0,21	0,044	3,771	2211	220	2	5,6	2225,2	3,9	108	240	936	24764	495	1431	3096	4527	42
400	850	0,17	0,029	4,98	2425,5	250	2	5,6	2225,2	3,9	81	180	702	27166	543	1245	3396	4641	56

3.5.2 Линии

Производим выбор сечения провода по следующим условиям:

- по допустимому нагреву для сечения 300 ммІ

,

в послеаварийном режиме

1,3 · 705 А= 916,5А > = 294,2 А .

По данному условию принимаем провод марки АС-300 с сечением S = 300 мм²;

по механической прочности принимаем провод с сечением S = 300 мм²;

по термической устойчивости воздушные линии не проверяем ;

по потере напряжения

= 436,1 км > 5,6 км,

т.е. сечение 300 ммІ удовлетворяет величинам допустимых потерь напряжений.

Выбираем сечение провода по экономической целесообразности

=122,58 мм²,

ближайшее наибольшее стандартное сечение провода является 240 мм².

Все расчеты по выбору экономически целесообразного сечения сводим в таблицу 3.1. Производим расчет для остальных сечений и сводим все в таблицу 3.1. Из таблицы 3.1 видно, что наиболее дешевым является вариант с сечением 300 ммІ.

3.5.3 Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты на линию определяются по формуле

= 24764 + 6171 · 2 = 37106 тыс.тенге.

Годовые эксплуатационные расходы равны

= 1431 + 0,044 · 6171 · 2 = 1974 тыс.тенге.

Годовые затраты питающей линии равны

= 0,125 · 37106 + 1974 = 6612,3 тыс.тенге.

3.5.4 Затраты на установку ГПП. Определяем годовые затраты

= 19500 · 2 + 2027 · 2 = 43054 тыс.тенге.

Определяем приведенные потери активной мощности во время холостого хода и в меди трансформатора

= 104,2 кВт,

= 931 кВт.

отсюда определяем ежегодные потери электроэнергии в трансформаторах

= 2( 104,2 · 6000 + 0,66² · 931 · 2225,2) = 3284,7 тыс.кВт·ч.

Определяем стоимость потерь электроэнергии и ежегодные эксплуатационные расходы

= 3284,7 · 3,9 = 12810 тыс.тенге.

= 1894,4 + 12810 = 13000 тыс.тенге.

Определяем годовые расчетные затраты

= 0,125 · 43054 + 13000 = 18381,7 тыс.тенге.

Все технико-экономические показатели вариантов внешнего электроснабжения сведены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2

Итоги сравнения вариантов системы внешнего электроснабжения

Вариант		ДЭ,	G,
	К	С?	З
	тыс. тенге	тыс. кВт·ч	т
Внешнее электроснабжение
Вариант №1 - 110 кВ
Линии	19708	3766,1	6229,6	848	42
Трансформаторы ГПП	39567	15182	20128,2	3446,5
Итого по варианту	59275	18948	26358	4294,5	42
Вариант №2 - 35 кВ
Линии	45537,9	14391	20083,5	3422	100
Трансформаторы ГПП	36108,6	12641	17154,2	2833,8
Итого по варианту	81647	27032	37238	6255,8	100
Вариант №3 - 220 кВ
Линии	37106	1974	6612,3	292	42
Трансформаторы ГПП	43054	13000	18381,7	3284,7
Итого по варианту	80160	14974	24994	3576,7	42

4. Расчет системы внутреннего электроснабжения

4.1 Предварительный выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций

Номинальная мощность цеховых трансформаторов (S_нт) выбирается по расчетной мощности, исходя из условия экономичной работы трансформаторов (60 - 70%) в нормальном режиме и допустимой перегрузки (на 30 - 40% от S_нт) в послеаварийном режиме. На рисунках 4.1, 4.2 и 4.3 представлены варианты расположения ТП для радиальной и смешанных схем внутризаводского электроснабжения.

Выбор цеховых трансформаторов ведем на основе данных, полученных в таблице 1.2. Расчетная нагрузка на шинах низшего напряжения ТП-1 равна

- активная Р_р = 1890,7 кВт;

- реактивная Q_р = 1376,6 квар;

- полная

кВ·А.

По величине полной расчетной нагрузки S_p = 2338,8 кВ·А намечаем к установке в ТП-1 два трансформатора мощностью по 1600 кВ·А каждый.

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов по формуле (3.4)

= 0,73,

.

Т.к. коэффициент загрузки в аварийном режиме не превышает допустимый, то данные трансформаторы принимаем к установке.

Аналогично производим расчет для других цеховых ТП завода. Результаты расчета сведены в таблицу 4.1.

4.2 Выбор мощности компенсирующих устройств и окончательный выбор цеховых трансформаторов

Определяем расчетную мощность компенсирующих устройств Q_ку по формуле

, (4.1)

где - соответствует средневзвешенному значению cosц;

tg ц_норм - нормативный коэффициент реактивной мощности, который соответствует cos ц_норм = 0,95 и равен 0,33.

Выбираем 2 компенсирующих устройства типа УКЛ(П)-0,38-216У3, мощностью 216 квар, следовательно,

2 · 216 +2 · 150 = 732 квар.

Тогда нескомпенсированная мощность на стороне низшего напряжения трансформаторов ТП-1 составит

1376,6 - 732 = 644,6 квар.

Определяем полную расчетную мощность с учетом компенсации

кВ·А.

Выбираем к установке в ТП-1 два трансформатора мощностью по 630 кВ·А каждый и определяем коэффициенты загрузки с учетом компенсации ре-активной мощности

= 0,62 ,

.

Расчеты для остальных ТП проводятся аналогично. Результаты сведены в таблицу 4.2.

4.3 Определение сечения кабельных линий на 10 кВ

4.3.1 Определение потерь мощности в цеховых трансформаторах. Определяем потери активной и реактивной мощностей , кВт и , квар по формулам

, (4.2)

, (4.3)

где , - потери мощности в трансформаторе на холостой ход и короткое замыкание, кВт.

Подставляя в формулы (4.2) и (4.3) известные данные для ТП-1 получаем

кВт,

квар.

Результаты расчетов для других трансформаторов сведены в таблицу 4.3.

4.3.2 Определение расчетных нагрузок на линии внутризаводского электроснабжения с учетом компенсации реактивной мощности со стороны высшего напряжения цеховых трансформаторов. Определяем значения активной и реактивной мощностей линии , кВт и , квар по формулам

, (4.4)

, (4.5)

где , - потери мощности в цеховых трансформаторах, определяем по таблице 4.3, кВт и квар.

Подставляя значения в формулы (4.4) и (4.5), определяем для Л1

1890,7+1890,7+744,5+21,67+21,67+10,38 = 4579,6 кВт,

644,6+644,6+255,6+109,18+109,18+51,81= 1815 квар.

Определяем мощность компенсирующих устройств на 10 кВ , квар по формуле

, (4.6)

где - соответствует средневзвешенному значению cosц.

Подставляя известные данные, получаем

4579,6 · (0,4 - 0,33) = 320,6 квар.

Т.к. 320,6 квар < 350 квар, то КУ устанавливать не требуется.

Определяем полную расчетную нагрузку на линию Л1

кВ·А.

Таблица 4.1 Предварительный выбор трансформаторов цеховых ТП
Номер	Потребители	Место	Расчетная нагрузка	Sнт,	Количество трансформаторов	Кз	Кзав
ТП	электро-	установки	Рр,	Qр,	Sр,	кВ·А
	энергии	ТП	кВт	квар	кВ·А
ТП1	цех №1,14	цех №1	1890,7	1376,6	2338,8	1600	2	0,73	1,46
ТП2	цех №1,14	цех №1	1890,7	1376,6	2338,8	1600	2	0,73	1,46
ТП3	цех №2	цех №2	1185,8	869,1	1470,2	1000	2	0,74	1,47
ТП4	цех №2	цех №2	1185,8	869,1	1470,2	1000	2	0,74	1,47
ТП5	цех №2	цех №2	1185,8	869,1	1470,2	1000	2	0,74	1,47
ТП6	цех №2	цех №2	1185,8	869,1	1470,2	1000	2	0,74	1,47
ТП7	цех №3,5	цех №3	915,8	660,9	1129,4	1000	2	0,56	1,13
ТП8	цех №4,6	цех №4	613,8	595,3	855,1	630	2	0,68	1,36
ТП9	цех №7	цех №7	941,6	687	1165,6	1000	2	0,58	1,17
ТП10	цех №8	цех №8	1685,9	1238,4	2091,9	1600	2	0,65	1,31
ТП11	цех №9	цех №9	1322,8	973,1	1642,2	1600	2	0,51	1,03
ТП12	цех №9	цех №9	1322,8	973,1	1642,2	1600	2	0,51	1,03
ТП13	цех №10	цех №10	577,6	428,8	719,4	630	2	0,57	1,14
ТП14	цех №11	цех №11	744,5	555,6	929	630	2	0,74	1,47
ТП15	цех №12	цех №12	996,5	744,6	1244	1000	2	0,62	1,24
ТП16	цех №13,15	цех №13	665,2	487,1	824,5	630	2	0,65	1,31
ТП17	цех №16	цех №16	556,7	407,2	689,7	630	2	0,55	1,09
ТП18	цех №17	цех №17	1161,3	853,7	1441,3	1000	2	0,72	1,44
ТП19	цех №17	цех №17	1161,3	853,7	1441,3	1000	2	0,72	1,44
ТП20	цех №18,19	цех №19	1077,2	781,8	1331	1000	2	0,67	1,33
ТП21	цех №20,21,22	цех №21	1036	730,1	1267,4	1000	2	0,63	1,27
ТП22	цех №23	цех №23	1365,4	994,5	1689,2	1000	2	0,84	1,69

Определяем расчетный максимальный ток линии по формуле

, (4.7)

где - номинальное напряжение внутризаводского электроснабжения, кВ.

Подставляем значения в формулу (4.7) и получаем значения тока для двух выбранных вариантов внутризаводского электроснабжения

А,

Результаты расчетов для других линий сведены в таблицу 4.4.

4.3.3 Выбор сечений кабельных линий напряжением 10 кВ производится по ряду условий. Выбор линий по допустимому нагреву производим по условию

, (4.8)

, (4.9)

где - допустимая токовая нагрузка на линию, А.

= ,

где - допустимая нагрузка на линию для данного кабеля, А;

- прокладочный коэффициент, зависящий от количества рядом лежащих кабелей, принимается по [5].

Подставляя в условия (4.8) и (4.9) значения токов в линии Л1 получаем

А > А,

1,3 А > = 284,4 А

Выбор сечения по потерям напряжения производим по условию

, (4.10)

где - длина линии на 1% потери напряжения при полной загрузке, м.

Таблица 4.2 Выбор мощности КУ на стороне НН трансформаторов и окончательный выбор трансформаторов
ТП	Расчетная нагрузка	cosц	tgц	Qкурасч,	QкуномЧЧnку, квар	Qку?,	Qнеск,	Полная нагрузка	Sнт,	nт	Кз	Кзав
	Рр,	Qр,			квар		квар	квар	Рр,	Qнеск,	Sр,	кВ·А
	кВт	квар							кВт	квар	кВ·А
ТП1	1890,7	1376,6	0,81	0,73	756,3	2*150+216*2	732	644,6	1890,7	644,6	1997,6	1600	2	0,62	1,25
ТП2	1890,7	1376,6	0,81	0,73	756,3	2*150+216*3	732	644,6	1890,7	644,6	1997,6	1600	2	0,62	1,25
ТП3	1185,8	869,1	0,81	0,73	474,3	216*4	432	437,1	1185,8	437,1	1263,8	1000	2	0,63	1,26
ТП4	1185,8	869,1	0,81	0,73	474,3	216*5	432	437,1	1185,8	437,1	1263,8	1000	2	0,63	1,26
ТП5	1185,8	869,1	0,81	0,73	474,3	216*6	432	437,1	1185,8	437,1	1263,8	1000	2	0,63	1,26
ТП6	1185,8	869,1	0,81	0,73	474,3	216*7	432	437,1	1185,8	437,1	1263,8	1000	2	0,63	1,26
ТП7	915,8	660,9	0,81	0,72	357,2	108*2+2*74	366	294,9	915,8	294,9	962,1	630	2	0,76	1,53
ТП8	613,8	595,3	0,72	0,97	392,8	108*2+2*75	366	229,3	613,8	229,3	655,2	630	2	0,52	1,04
ТП9	941,6	687	0,81	0,73	376,6	108*2+2*76	366	321	941,6	321	994,8	630	2	0,79	1,58
ТП10	1685,9	1238,4	0,81	0,73	674,4	6*108	648	590,4	1685,9	590,4	1786,3	1600	2	0,56	1,12
ТП11	1322,8	973,1	0,81	0,74	542,3	150Ч2+2*108	516	457,1	1322,8	457,1	1399,6	1000	2	0,7	1,4
ТП12	1322,8	973,1	0,81	0,74	542,3	150Ч2+2*109	516	457,1	1322,8	457,1	1399,6	1000	2	0,7	1,4
ТП13	577,6	428,8	0,8	0,74	236,8	2*108	216	212,8	577,6	212,8	615,6	630	2	0,49	0,98
ТП14	744,5	555,6	0,8	0,75	312,7	2*150	300	255,6	744,5	255,6	787,2	630	2	0,62	1,25
ТП15	996,5	744,6	0,8	0,75	418,5	216Ч2	432	312,6	996,5	312,6	1044,4	1000	2	0,52	1,04
ТП16	665,2	487,1	0,81	0,73	266,1	108Ч2	216	271,1	665,2	271,1	718,3	630	2	0,57	1,14
ТП17	556,7	407,2	0,81	0,73	222,7	108Ч2	216	191,2	556,7	191,2	588,6	630	2	0,47	0,93
ТП18	1161,3	853,7	0,81	0,74	476,1	216Ч2	432	421,7	1161,3	421,7	1235,5	1000	2	0,62	1,24
ТП19	1161,3	853,7	0,81	0,74	476,1	216Ч2	432	421,7	1161,3	421,7	1235,5	1000	2	0,62	1,24
ТП20	1077,2	781,8	0,81	0,73	430,9	216Ч2	432	349,8	1077,2	349,8	1132,6	1000	2	0,57	1,13
ТП21	1036	730,1	0,82	0,7	383,3	75Ч2+108Ч2	366	364,1	1036	364,1	1098,1	1000	2	0,55	1,1
ТП22	1365,4	994,5	0,81	0,73	546,2	216Ч2+150Ч2	516	478,5	1365,4	478,5	1446,8	1000	2	0,72	1,45
Таблица 4.3 Определение потерь мощности в цеховых ТП
Номер	Sнт,	nт	Справочные данные	Кз	КІз	ДР2т,	ДQ2т,
ТП	кВ·А		ДРхх,	ДРкз,	Iхх,	Uкз,			кВт	квар
			кВт	кВт	%	%
ТП1	1600	2	4,5	16,5	1,3	5,5	0,62	0,384	21,67	109,18
ТП2	1600	2	4,5	16,5	1,3	5,5	0,62	0,384	21,67	109,18
ТП3	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,63	0,397	15,81	103,67
ТП4	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,63	0,397	15,81	103,67
ТП5	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,63	0,397	15,81	103,67
ТП6	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,63	0,397	15,81	103,67
ТП7	630	2	2,27	7,6	2	5,5	0,76	0,578	13,33	65,26
ТП8	630	2	2,27	7,6	2	5,5	0,52	0,27	8,64	43,91
ТП9	630	2	2,27	7,6	2	5,5	0,79	0,624	14,02	68,44
ТП10	1600	2	4,5	16,5	1,3	5,5	0,56	0,314	19,36	96,86
ТП11	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,7	0,49	17,97	113,9
ТП12	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,7	0,49	17,97	113,9
ТП13	630	2	2,27	7,6	2	5,5	0,49	0,24	8,19	41,83
ТП14	630	2	2,27	7,6	2	5,5	0,62	0,384	10,38	51,81
ТП15	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,52	0,27	12,86	89,7
ТП16	630	2	2,27	7,6	2	5,5	0,57	0,325	9,48	47,72
ТП17	630	2	2,27	7,6	2	5,5	0,47	0,221	7,9	40,52
ТП18	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,62	0,384	15,51	102,24
ТП19	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,62	0,384	15,51	102,24
ТП20	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,57	0,325	14,14	95,75
ТП21	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,55	0,303	13,63	93,33
ТП22	1000	2	3,3	11,6	3	5,5	0,72	0,518	18,62	116,98

Подставляя значения в условие (4.10) только для самой загруженной и самой длинной линии (Л1) и получаем

.

Выбор сечений линий по термической устойчивости производим по сле-дующему условию

,

где - минимальное допустимое сечение линии по термической устойчивости, мм².

Для выбора линий по этому условию, а также для выбора выключателей необходимо произвести расчет токов КЗ для выбранных вариантов электроснабжения. Схема замещения для расчета тока КЗ на шинах ГПП представлена на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 - Схема замещения для расчета тока КЗ на шинах НН ГПП (точка К2)

Производим расчет для варианта 35 кВ. Подставив значения в формулы (4.11) и (4.12), получаем

,

.

Определяем значения активного и реактивного сопротивлений трансформатора ГПП в о.б.е. по формулам

, (4.13)

. (4.14)

где - напряжение КЗ в % от ;

- мощность потерь при КЗ в трансформаторах , кВт

Таблица 4.4 Определение расчетных нагрузок на линии внутризаводского электроснабжения
Номер	Назначение	Расчетные	cosц'ест	tgц'ест	Q'кур,	Q'куномЧ	Q'ку?	Q'неск,	Sрл,	Iрлmax,
линии	линии	нагрузки				Чn
		Р'р, квт	Q'р, квар			квар	квар	квар	квар	кВ·А	А
Вариант №1
Л1	ГПП - ТП1	4579,6	1815	0,93	0,4	320,6			1815	4926,2	284,4
Л2	ТП1 - ТП2	2667,3	1061,2	0,93	0,4	186,7			1061,2	2870,7	165,7
Л3	ГПП - ТП3	3412,6	1483,8	0,92	0,43	341,3			1483,8	3721,2	214,8
Л4	ТП3 - ТП4	2211	943,1	0,92	0,43	221,1			943,1	2403,7	138,8
Л5	ТП6 - ТП5	1876,3	859,6	0,91	0,46	243,9			859,6	2063,8	119,2
Л6	ГПП - ТП6	2805,4	1219,8	0,92	0,43	280,5			1219,8	3059,1	176,6
Л7	ГПП - ТП7	929,1	360,2	0,93	0,39	55,7			360,2	996,5	57,5
Л8	ГПП - ТП8	622,4	273,2	0,92	0,44	68,5			273,2	679,7	39,2
Л9	ГПП - ТП9	3637,2	1531,4	0,92	0,42	327,3			1531,4	3946,4	227,8
Л10	ГПП - ТП10	2796,6	1132,8	0,93	0,41	223,7			1132,8	3017,3	174,2
Л11	ТП9- ТП11	2681,5	1142	0,92	0,43	268,2			1142	2914,6	168,3
Л12	ТП11 - ТП12	1340,8	571	0,92	0,43	134,1			571	1457,3	84,1
Л13	ГПП - ТП13	3019,4	1307,5	0,92	0,43	301,9			1307,5	3290,3	190
Л14	ТП2- ТП14	754,9	307,4	0,93	0,41	60,4			307,4	815,1	47,1
Л15	ТП4- ТП15	1009,4	402,3	0,93	0,4	70,7			402,3	1086,6	62,7
Л16	ТП5- ТП16	674,7	318,8	0,91	0,47	94,5			318,8	746,2	43,1
Л17	ТП19 - ТП17	564,6	231,7	0,93	0,41	45,2			231,7	610,3	35,2
Л18	ГПП - ТП18	2918,2	1279,6	0,92	0,44	321			1279,6	3186,4	184
Л19	ТП18- ТП19	1741,4	755,7	0,92	0,43	174,1			755,7	1898,3	109,6
Л20	ТП10- ТП20	1091,3	445,6	0,93	0,41	87,3			445,6	1178,8	68,1
Л21	ТП13 - ТП21	2433,7	1052,9	0,92	0,43	243,4			1052,9	2651,7	153,1
Л22	ТП21 - ТП22	1384	595,5	0,92	0,43	138,4			595,5	1506,7	87
Л23	ГПП - РУ1	48564	36423	0,8	0,75	20396,9	18Ч1125	20250	16173	51186,2	2955,2
Л24	РУ1 - РУ2	1440	1080	0,8	0,75	604,8	2Ч300	600	480	1517,9	87,6
Л25	ГПП - РУ3	35620	26715	0,8	0,75	14960,4	12Ч1125+2Ч750	15000	11715	37497	2164,9
Продолжение таблицы 4.4
Л26	РУ3 - РУ4	2160	1620	0,8	0,75	907,2	2Ч450	900	720	2276,8	131,5
Л27	ГПП - РУ5	1680	1260	0,8	0,75	705,6	2Ч300	600	660	1805	104,2
Л28	ГПП - РУ6	1295	971,3	0,8	0,75	543,9	2Ч300	600	371,3	1347,2	77,8
Л29	ГПП - РУ7	1890	1419	0,8	0,75	793,8	2Ч300	600	819	2059,8	118,9
Вариант №2
Л1	РУ1 - ТП1	4579,6	1815	0,93	0,4	320,6			1815	4926,2	284,4
Л2	ТП1 - ТП2	2667,3	1061,2	0,93	0,4	186,7			1061,2	2870,7	165,7
Л3	РУ3 - ТП3	3412,6	1483,8	0,92	0,43	341,3			1483,8	3721,2	214,8
Л4	ТП3 - ТП4	2211	943,1	0,92	0,43	221,1			943,1	2403,7	138,8
Л5	ТП6 - ТП5	1876,3	859,6	0,91	0,46	243,9			859,6	2063,8	119,2
Л6	ГПП - ТП6	2805,4	1219,8	0,92	0,43	280,5			1219,8	3059,1	176,6
Л7	ГПП - ТП7	929,1	360,2	0,93	0,39	55,7			360,2	996,5	57,5
Л8	ГПП - ТП8	622,4	273,2	0,92	0,44	68,5			273,2	679,7	39,2
Л9	ГПП - ТП9	3637,2	1531,4	0,92	0,42	327,3			1531,4	3946,4	227,8
Л10	ГПП - ТП10	2796,6	1132,8	0,93	0,41	223,7			1132,8	3017,3	174,2
Л11	ТП9- ТП11	2681,5	1142	0,92	0,43	268,2			1142	2914,6	168,3
Л12	ТП11 - ТП12	1340,8	571	0,92	0,43	134,1			571	1457,3	84,1
Л13	ГПП - ТП13	3019,4	1307,5	0,92	0,43	301,9			1307,5	3290,3	190
Л14	ТП2- ТП14	754,9	307,4	0,93	0,41	60,4			307,4	815,1	47,1
Л15	ТП4- ТП15	1009,4	402,3	0,93	0,4	70,7			402,3	1086,6	62,7
Л16	ТП5- ТП16	674,7	318,8	0,91	0,47	94,5			318,8	746,2	43,1
Л17	ТП19 - ТП17	564,6	231,7	0,93	0,41	45,2			231,7	610,3	35,2
Л18	ГПП - ТП18	2918,2	1279,6	0,92	0,44	321			1279,6	3186,4	184
Л19	ТП18- ТП19	1741,4	755,7	0,92	0,43	174,1			755,7	1898,3	109,6
Л20	ТП10- ТП20	1091,3	445,6	0,93	0,41	87,3			445,6	1178,8	68,1
Л21	ТП13 - ТП21	2433,7	1052,9	0,92	0,43	243,4			1052,9	2651,7	153,1
Л22	ТП21 - ТП22	1384	595,5	0,92	0,43	138,4			595,5	1506,7	87
Л23	ГПП - РУ1	53143,6	38238	0,81	0,72	20726	18Ч1125	20250	17988	56105,4	3239,2
Л24	РУ1 - РУ2	1440	1080	0,8	0,75	604,8	2Ч300	600	480	1517,9	87,6
Л25	ГПП - РУ3	39032,6	28198,8	0,81	0,72	15222,7	12Ч1125+2Ч750	15000	13198,8	41203,8	2378,9
Л26	РУ3 - РУ4	2160	1620	0,8	0,75	907,2	2Ч450	900	720	2276,8	131,5
Продолжение таблицы 4.4
Л27	ГПП - РУ5	1680	1260	0,8	0,75	705,6	2Ч300	600	660	1805	104,2
Л28	ГПП - РУ6	1295	971,3	0,8	0,75	543,9	2Ч300	600	371,3	1347,2	77,8
Л29	ГПП - РУ7	1890	1419	0,8	0,75	793,8	2Ч300	600	819	2059,8	118,9
Вариант №3
Л1	РУ1 - ТП1	3824,7	1507,6	0,93	0,39	229,5			1507,6	4111,1	237,4
Л2	ТП1 - ТП2	1912,4	753,8	0,93	0,39	114,7			753,8	2055,6	118,7
Л3	РУ3 - ТП3	2403,2	1081,5	0,91	0,45	288,4			1081,5	2635,3	152,1
Л4	ТП3 - ТП4	1201,6	540,8	0,91	0,45	144,2			540,8	1317,7	76,1
Л5	ТП6 - ТП5	1876,3	859,6	0,91	0,46	243,9			859,6	2063,8	119,2
Л6	ГПП - ТП6	2805,4	1219,8	0,92	0,43	280,5			1219,8	3059,1	176,6
Л7	ГПП - ТП7	929,1	360,2	0,93	0,39	55,7			360,2	996,5	57,5
Л8	ГПП - ТП8	622,4	273,2	0,92	0,44	68,5			273,2	679,7	39,2
Л9	ГПП - ТП9	3637,2	1531,4	0,92	0,42	327,3			1531,4	3946,4	227,8
Л10	ГПП - ТП10	2796,6	1132,8	0,93	0,41	223,7			1132,8	3017,3	174,2
Л11	ТП9- ТП11	2681,5	1142	0,92	0,43	268,2			1142	2914,6	168,3
Л12	ТП11 - ТП12	1340,8	571	0,92	0,43	134,1			571	1457,3	84,1
Л13	ГПП - ТП13	3019,4	1307,5	0,92	0,43	301,9			1307,5	3290,3	190
Л14	РУ2- ТП14	754,9	307,4	0,93	0,41	60,4			307,4	815,1	47,1
Л15	РУ44- ТП15	1009,4	402,3	0,93	0,4	70,7			402,3	1086,6	62,7
Л16	ТП5- ТП16	674,7	318,8	0,91	0,47	94,5			318,8	746,2	43,1
Л17	ТП19 - ТП17	564,6	231,7	0,93	0,41	45,2			231,7	610,3	35,2
Л18	ГПП - ТП18	2918,2	1279,6	0,92	0,44	321			1279,6	3186,4	184
Л19	ТП18- ТП19	1741,4	755,7	0,92	0,43	174,1			755,7	1898,3	109,6
Л20	ТП10- ТП20	1091,3	445,6	0,93	0,41	87,3			445,6	1178,8	68,1
Л21	ТП13 - ТП21	2433,7	1052,9	0,92	0,43	243,4			1052,9	2651,7	153,1
Л22	ТП21 - ТП22	1384	595,5	0,92	0,43	138,4			595,5	1506,7	87
Л23	ГПП - РУ1	53143,6	38238	0,81	0,72	20726	18Ч1125	20250	17988	56105,4	3239,2
Л24	РУ1 - РУ2	2194,9	1387,4	0,85	0,63	658,5	2Ч300	600	787,4	2331,9	134,6
Л25	ГПП - РУ3	39032,6	28198,8	0,81	0,72	15222,7	12Ч1125+2Ч750	15000	13198,8	41203,8	2378,9
Л26	РУ3 - РУ4	3169,4	2022,3	0,84	0,64	982,5	2Ч450	900	1122,3	3362,2	194,1
Л27	ГПП - РУ5	1680	1260	0,8	0,75	705,6	2Ч300	600	660	1805	104,2
Л28	ГПП - РУ6	1295	971,3	0,8	0,75	543,9	2Ч300	600	371,3	1347,2	77,8
Л29	ГПП - РУ7	1890	1419	0,8	0,75	793,8	2Ч300	600	819	2059,8	118,9

Подставляя значения в формулы (4.13) и (4.14), получим

,

.

Определяем суммарные активные и индуктивные сопротивления схемы замещения в о.б.е. по формулам

0,25 + 0,03 = 0,27 ,

0,9 + 0,07 + 0,76 = 1,73.

Определяем полное сопротивление

.

Определяем базисные токи , А по формуле

. (4.15)

Подставляя значения в формулу (4.15), получаем

кА,

Определяем ток в точке К2 , кА по формуле

. (4.16)

Подставив значения в формулу (4.16), получаем

кА.

Определяем постоянную времени затухания апериодической составляющей тока КЗ , с по формуле

с.

Выбираем выключатель типа ВМП-10-630-20К с 0,1 с. Определяем значение коэффициента В_к, (кА²)·с по формуле

. (4.17)

Подставив значения в формулу (4.17), получаем

(кА²)·с,

Определяем термически устойчивые сечения

, (4.18)

где - температурный коэффициент, принимаемый для алюминиевых жил кабелей до 10 кВ равным 91.

Подставляем значения в формулу (4.18) и получаем

мм²,

отсюда минимальное стандартное сечение на термическую устойчивость

ммІ.

На основании произведенных расчетов производим выбор выключателей конца питающих линий и выбор сечений кабельных линий. Предварительно выбираем выключатель ВМП -10К и проверяем его по следующим условиям:

а) ,

10 кВ = 10 кВ;

б) ,

630 А > 284,4 А;

в) ,

20 кА > 17,46 кА.

По всем условиям выключатель проходит, значит, принимаем его для установки на отходящих линиях и в конце питающих линий. Результаты выбора сечений кабельных линий сведены в таблицу 4.5.

4.4 Определение технико-экономических показателей по выбранным вариантам

В данном разделе определяем, какой из выбранных вариантов будет наиболее эффективным. Определяем капиталовложения в кабельные линии по формуле

, (4.20)

где - стоимость одного километра линии, тыс.тенге/км;

l - длина линии, км;

n - число цепей;

m - число кабелей в цепи, шт.

Подставив значения в формулу (3.20), получаем

721,05 · 0,3 · 2 · 1 = 432,6 тыс.тенге.

Определяем амортизационные потери в линиях по формуле

, (4.21)

где - норма амортизационных отчислений для кабельных линий, равная 4%.

Подставляем значения в формулу (4.21) и получаем

432,6 · 0,02 = 8,7 тыс.тенге.

Определяем коэффициент загрузки k_з линии Л1 по формуле