4.2 Разработка схем электроснабжения цеховых трансформаторных подстанций

Питание цеховых КТП осуществлено по схемам блока линия-трансформатор с глухим присоединением линии к трансформатору и по магистральным.

4.3 Выбор сечений кабельных линий

Выбор сечений производится по экономической плотности тока. Выбор сечения кабельной линии ГПП-КТП2 для первого варианта 10 кВ:

Сечение кабеля, мм²:

, (4.5)

где I_р – расчетная нагрузка на один кабель в нормальном режиме, А:

, (4.6)

где S_р – суммарная мощность трансформаторов, подключаемых к линии или расчетная мощность распределительного или силового пунктов, кВА;

n – число кабелей;

U_н – номинальное напряжение, кВ;

j_эк = 1,4 А/мм² – экономическая плотность тока по данным [4, таблица 6.31] для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами для европейской части страны;

.

.

Выбирается кабель ААБ-3x35.

Допустимый ток для кабеля, А:

, (4.7)

где I_таб – табличный длительно допустимый ток для кабеля по [4, таблица 6.56], А;

К₁ – поправочный коэффициент на температуру воздуха или земли. Принимается по данным [4, таблица 6.64] для земли с температурой +15 градусов;

К₂ – поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, проложенных рядом, по [4, таблица 6.63];

К₃ – поправочный коэффициент на удельное сопротивление земли, принимается равным 1.

.

Рисунок 4.1 – 1 вариант электроснабжения предприятия

Рисунок 4.2 – 2 вариант схемы электроснабжения предприятия

Условие допустимого нагрева кабеля в нормальном режиме выполняется:

I_доп > I_р ,

103,500 > 48,387.

Нагрузка на кабель в послеаварийном режиме, А:

для линий, идущих к КТП: ;

для линий, идущих к РП и СП: .

.

Допустимая нагрузка определяется по [4], исходя из загрузки кабеля в нормальном режиме.

Для кабельной линии ГПП-КТП2 условие допустимой перегрузки в послеаварийном режиме выполняется:

> ;

1,200· 103,500 > 96,775;

124,200> 96,775.

Потеря напряжения, %

, (4.8)

где –длина кабельной линии, м;

– длина кабеля, на котором напряжение падает на 1%, по данным [9, таблица 4.14];

,

данное значение потери напряжения не должно превышать 5 % и нужно для дальнейшего анализа потери напряжения.

Выбор кабельных линий сведен в таблицы 4.3 – 4.4.

5 Внешнее электроснабжение

Внешнее электроснабжение выполняется преимущественно воздушными линиями электропередачи по схеме с ГПП, либо по схеме с ПГВ. Питающие линии выполняются одноцепными, для обеспечения надежного питания потребителей I и II категорий.

5.1 Выбор питающих воздушных линий и определение дисконтированных издержек

Напряжение питающих линий, кВ:

, (5.1)

где Р_р.в. – активная мощность, МВт, определённая в пункте 2, как активная мощность для расчета сечения питающих линий;

- длина ЛЭП ВН, км

,

где - длина ЛЭП от подстанции до границы завода, км;

- длина ЛЭП от границы завода до ГПП, км;

;

.

Рассматриваются 2 варианта напряжения питающих линий: 110 кВ и 35 кВ.

Расчетный ток линии, А:

, (5.2)

где n – число питающих линий;

S_р.в. – полная мощность ввода по пункту 2, кВА.

;

.

Экономическое сечение провода, мм²:

, (5.3)

где j_э = 1,1 – по данным [4, таблица 6.31] для голых алюминиевых проводов для европейской части страны;

;

.

Для сравнения выбираются провода: АС-70, АС-95, АС-120 для напряжения 110 кВ и АС-50, АС-70, АС-95 для напряжения 35 кВ.

Пример расчета для провода АС-70 для напряжения 110 кВ.

Параметры провода: I_доп = 265 А, r₀ = 0,46 Ом/км, х₀ = 0,444 Ом/км, g₀ = 0,275 т/км.

Провод проходит по условию допустимого нагрева в нормальном режиме, А

I_доп > I_р ,

265 > 28,135.

Провод проходит по условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме, А:

I_доп > 2I_р ,

265 > 2 · 28,135 = 56,270.

Провод проходит по допустимой потере напряжения 5% (по ГОСТ 1310997), %

< U_доп , (5.4)

< 5%.

Потери мощности в линии, кВт

, (5.5)

где r₀ – активное сопротивление 1 км линии, Ом/км;

.

Потери электроэнергии за год, МВт·ч:

, (5.6)

где – число часов максимальных потерь, час

, (5.7)

где Т_М = 4400 – число часов максимума нагрузки предприятия по данным [4, таблица 6.30].

;

.

Стоимость электроэнергии, руб/кВт·ч

, (5.8)

где А = 199 руб/кВт – ставка за заявленный максимум в месяц для напряжения 110 кВ;

В = 0,62 руб/кВт·ч – ставка за 1 кВт·ч потребленной активной мощности для напряжения 110 кВ.

.

Стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год

, (5.9)

.

Капитальные затраты на линию, тыс. руб.

, (5.10)

где С_Л – стоимость 1 км линии, II район по гололеду по [2, рисунок 2.5.1], по [4, таблицы 6.100 и 6.101].

.

Стоимость амортизационных отчислений, тыс. руб./год:

, (5.11)

где н_а – норматив на амортизационные отчисления, по данным [4, таблица 6.32];

.

Отчисления на обслуживание и ремонт, тыс.руб./год:

, (5.12)

где α_ор – норма отчислений на обслуживание и ремонт, по данным [4, таблица 6.32];

Расход цветного металла на ВЛ, кг:

, (5.13)

где - удельный вес по [3, таблица 7.33], кг/км ;

- количество параллельных цепей;

.

Дисконтированные издержки для каждого варианта ЛЭП определяются по формуле, тыс. руб

, (5.14)

где К – суммарные капитальные вложения, тыс.руб;

Т_р – расчетный период, 8 лет;

С_п – стоимость потерь энергии, тыс.руб/год;

С_ор – отчисления на обслуживание и ремонт, тыс.руб/год;

i – норма дисконта, 0,12-0,15;

.

Расчет для других сечений аналогичен, результаты приведены в таблице 5.1.

В технико-экономическом расчете схемы внешнего электроснабжения необходимо учесть выключатели в начале питающих линий, тыс. руб.:

Для 2хМКП-110: К_выкл110 = 2 · 560 = 1120.

Для 2хМКП-35: К_выкл35 = 2 · 126 = 252.

Стоимость амортизационных отчислений по (6.11), тыс. руб./год:

;

.

Стоимость отчислений на обслуживание и ремонт (α_ор=0,06 [4, таблица 6.32]), тыс. руб./год:

Дисконтированные издержки на выключатели по (5.14), тыс. руб: