Проектирование внешней системы электроснабжения

 

 

Чтобы выбрать рациональную систему электроснабжения, необходимо рассмотреть несколько вариантов решения этой проблемы и определить технические и экономические показатели каждого варианта. На основе анализа полученных отчетов представляется целесообразным дать им технико-экономическое обоснование [3].

На основе технико-экономического обоснования вариантов, выбрано экономическое сечение питающих сетей и рациональное напряжение внешних систем электроснабжения. Достаточно указать технико-экономическое обоснование варианта для системы электроснабжения на рабочем месте.Для каждой из установленных версий:- экономические показатели: K - капитальные затраты, С_∑ - годовые эксплуатационные расходы, З - годовые учетные расходы;- технические характеристики: ΔЭг - стоимость электрической энергии; G - неметаллический расход. 3.1. Основная понизительная станция (далее - ОПС). Выбор трансформатора и блок питания Если у назначенного предприятия есть потребители I и II категории, предполагается, что для внешней системы электропитания на питающем устройстве будет обеспечен непрерывный уровень питания.Если ожидается создание ОПС на предприятии, он установит два коммуникационных трансформатора с его энергетической системой.Для основной понизительной станции выбор правильных, допустимых и экономически обоснованных силовых трансформаторов имеет решающее значение для рационализации схемы электроснабжения.Мощность трансформатора должна определяться с учетом их перегрузочной способности. Перегрузочная способность трансформатора зависит от графика ежедневной загрузки.Если исходные данные не загружаются в графический дизайн, то разрешается трансформация мощности трансформатора на проектной мощности установки с учетом коэффициента нагрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах.Например, по результатам расчета нагрузочных нагрузок (раздел 1) номинальная мощность предприятия мощностью 10 кВт по сборной шине составляет 6330 кВт ∙ A. Вариант 1Установим два трансформатора на номинальную силовую мощность S_т.ном = 6300 кВ ∙ A. Коэффициент нагрузки трансформатора в нормальных условиях одинаковый.

.

 

Коэффициент нагрузки трансформатора после аварии (один трансформатор выключен) равен:

 

.

 

В случае аварии значение К_з.ав должно превышать 1,4, т. е. выбранный датчик

 

К_з.ав = 1,51 > 1,4.

Вариант 2

Номинальная мощность при S = ​​7500 кВт ∙ A. В нормальном режиме коэффициент нагрузки трансформатора равен:

 

 

Послеаварийный режим (один трансформатор выключен):

 

.

 

то есть выбранный трансформатор

К_з.ав = 1,27 < 1,4.

Таким образом, мы устанавливаем два трансформатора мощностью 7500 кВ ∙ A типа TM на каждой главной понизительной станции. Таблица 3.1.Преобразователь данных паспорта

 

Марка	Мощность, кВА	ЖК	ТК	Iкз	Pкз	Uk,%	Ix,%
ТМ-7500/35*		38,5				7,5	3,5

 

 

3.2 Определение рационального напряжения внешней системы электропитания Исходные данные для определения рационального напряжения внешней системы электроснабжения: номинальная мощность S_р [МВ∙А] либо P [MВт], поставляемая предприятию после источника питания ℓ [км].Рекомендуется использовать каждую из следующих формул для определения значения ненасыщенного рационального напряжения [2, с. 183]:- Формула Стилла:

,

- Никогосова формула:

 

,

 

- Ларионова формула:

 

,

где Р_ц - номинальная мощность одной цепи, МВт. Значения, определяемые формулами нестационарного напряжения, сравниваются с нормальными значениями и выбираются одно из основных нормальных значений. Это решение не дает удовлетворительных результатов, поскольку оно не учитывает факторы, отличные от мощности и расстояния, которые влияют на рациональное напряжение.Для последующих приложений один уровень шкалы меньше обычного, а другой - выше одного уровня. Вот несколько примеров выбора для определения рационального напряжения по конкретной формуле: Р = 8414,1 кВт и расстояние L = 10 км в соответствии с данной формулой:

 

кВ,

кВ,

кВ.

 

Анализируя результаты, можно сделать вывод, что напряжение 35 кВ требуется в качестве нормального напряжения. Затем выбирается номинальное напряжение U2 = 10 кВ.В данном случае предлагается рассмотреть следующие варианты линий электроснабжения внешней системы электроснабжения предприятия:а) Вариант 1 - передача от вспомогательной электрической сети линии электропередачи до 35 кВ;б) Вариант 2 - подается от вспомогательной сети электропитания до 10 кВ;

Внешние системы электроснабжения включают в себя линии электропитания, трансформаторы со вспомогательной системой питания и высоковольтное оборудование для открытого передатчика (ОП) вспомогательной станции. В соответствии с каждым принятым вариантом технические и экономические показатели определяются выбранным электрооборудованием.

 

 

3.3 Вариант 1. U = 35 кВ

 

Передача энергии от вспомогательной станции энергосистемы к ГТС осуществляется при напряжении 35 кВ. Напряжение на ГТС уменьшается до 10 кВ. Диаграмма питания и входные данные приведены на рисунке 2.1 для расчета варианта.

3.3.1 Выбор переключателей. Переключатели Q1 и Q2, установленные на вспомогательной станции энергосистемы, легко доступны в этом курсе при следующих условиях:

 

U _ном ≥ U_{уст.ном}, I _ном ≥ I_р.max, I_{ном.отк} ≥ I_р.кз.

 

~

Q1

Q2

K1

ОРУ

ОРУ

Т1

Т2

2×7500

110 кВ

35 кВ

6(10) кВ

Sc = 1000 MВ·А

xс = 0,6

ℓ = 10 км

Sр = 9470кВ·А

Q3

Q4

Q5

 

Рисунок 3.1 Схема чертежа

Максимальный рабочий ток (счетчик тока после разряда) определяется условием, что одна сеть будет обеспечивать корпоративную сеть полностью после аварийного режима, т.е.:

А.

Чтобы обеспечить включение или выключение питания, мы должны определить параметры отчета: Значение для постоянного тока по умолчанию и компонента периодической мощности. В соответствии с схемой проектирования все элементы создаются для трехфазного режима КЗ с их помехами индуктивности и отображением короткого замыкания. Затем определяются параметры схем замены в сравнительных базовых единицах. Для этого используются основные термины:
- Рекомендуется, чтобы базисная мощность была равна базовой мощности;

- Получено среднее напряжение короткого замыкания на базовое напряжение. Для тока короткого замыкания I_б, A определяется следующей формулой

.

Например, если мощность системы составляет 1000 МВт · А, мы считаем это мощным подвалом, и в этом варианте базовое напряжение для точки K1 составляет 37 кВ, где мы определяем базовую ручку (2.5) для точки К1

 

кА.

 

Схема замещения для расчета токов постоянного тока показана на рисунке 2.2

Sc ~

3.2 Схема чертежа Индуктивное сопротивление схемы в относительных базовых единицах определяется следующими формулами:- сопротивление системы при заданном значении - Сопротивление обмоток трансформаторной системы х_т^в, х_т^с, х_т^н (в соответствии с мощностью здания при = 7500 кВА) и справочные данные для данного трансформатора:

 

U_к^в-н =17,5%,U_к^в-с=10,5%,U_к^с-н=6,5%:

,

,

.

 

Полное сопротивление индуктивности короткого замыкания к точке K1 равно:

 

х_К1 = х_с + х_т^в +х_т^с = 0,6 + 2,69 + 0 = 3,29.

 

Начальное значение периодической составляющей кривой составляющей посоянного тока I_п0, кA определяется следующей формулой и равно

 

 

Согласно результатам анализа данных (2.4), выбираем переключатель (3) -110 / 630T1 типа с номинальными параметрами: Таблица 3.2.Условия выбора переключателя

 

Переключатель типа РНД(3)-110/630Т1
Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
Uорн ≤ Uном	Uорн=35 кВ	Uном=35 кВ
Iрұқ ≤ Iном	Iрұқ=138,79 А	Iном=630 А
IП.О ≤ Iн.сөн	Iп.о=4,74 кА	Iном=10 кА

 

Выполняем двухцеповую линию питания и выбираем марку провода АС.

В соответствии с техническими условиями должна выполняться обрезка первого провода:

a) нормальный режим работы с номинальным током при условии нагрева, который равен:

A

В нормальном режиме работы сетей, должно выполняться условие:

I_доп ≥ I_р

Согласно данным [5], выбираем провод s = 70 мм2 с возможным длительным током I_доп = 265 А. В этом случае выполняется условие (2.8), так какI_доп = 265 А > I_р = 78,11 А.

Ниже приводится вариант, который мы проверим на операцию обрезки, выбранную после аварийного состояния (полная мощность предприятия указана в одной цепи):

1,3·I_доп ≥ I_р.max,

1,3·265 = 344,5А > I_р.max = 101,54 А,

В этом случае выполняются условия (2.9).

Наличие коэффициента 1.3 в проверке поперечного сечения (2.9) основано на результатах исследования, проведенных в кафедре ЭПП МЭИ на основе возможности более 30% воздушных линий и возможной перегрузки кабельных линий и трансформаторов;

б) В случае коррозии проводов принимаем s_к = 70 мм2, по крайней мере, подвергающуюся обрезке;

c) Согласно источнику [5], для линий электропередачи 35 кВ механическая прочность для минимального разрезания равна s_к = 70 мм2;

г) участок воздушных линий на токах короткого замыкания не проверяется;

e) Максимально возможное поперечное сечение напряжения можно проверить, т.е. s = 95 мм по контракту

где ℓ_доп - возможная длина линии с потерей напряжения 5%, км;

ℓ_∆U1% - длина линии, которая теряет 1% напряжения, определяемая по источнику [5];

ΔU - равно 5% от полного напряжения.

Согласно источнику [5], для выбранного сечения ℓ_∆U1% = 1,65 км и I_доп = 265 А, полное потенциальное напряжение (2.10) соответствует формуле:

ℓ_доп = 1,65·5·265/52,2 = 41,8 км > 10 км,

т. е. условие выполняется (2.9). Таким образом, все технические условия будут иметь сечение s = 70 мм2. В соответствии с ПУЭ поперечное экономическое сечение должно быть следующим: s_эк, мм², в зависимости от избирательного проводника и максимального количества часов использования, в зависимости от плотности тока, указанного в формуле:

,

где, I_р - номинальный ток A;

j_эк – нормированное значение плотности тока, в соответствии с ПУЭ, А/мм².

По ПУЭ j_эк = ​​1,1 А/мм² является значением для алюминиевого проводника АС для Т_ма = 3770. (2.10) Экономическое сечение в соответствии с ПУЭ:

мм²,

или большое поперечное сечение, близкое к стандарту 70 мм2. Рекомендуется использовать методологию для выбора экономического сечения из-за пренебрежения стоимостью электроэнергии:

З = 0,125·К + С_∑,

где З - годовые бухгалтерские расходы на строительство поперечного сечения участка, тыс. тенге в год; 0,125 - стандартный коэффициент капитальных вложений в систему электроснабжения; K - Капитальные затраты на строительство линий электропередачи выбранного участка, тыс. тенге; С_∑ - общие эксплуатационные расходы сетей, тыс. тенге / год. Определение себестоимости хозяйственного положения на основе технико-экономических расчетов осуществляется следующим образом:a) берутся несколько стандартных, равноудаленных и больших поперечных сечений, обозначенных в соответствии с требованиями, в которых приведены сечения: 70, 95, 120, 150, 185 мм²; b) электроэнергия (∆Э_л, тыс. кВтч), потребление цветных металлов (G_ал, т) и годовые затраты (З, тыс. тенге в год). Ниже приведен пример расчета технико-экономических показателей для сечения 70 мм², который выглядит следующим образом. Коэффициент нагрузки линии определяется следующей формулой:

.

Следующая формула описывает фактическую потребляемую мощность в этом поперечном сечении при номинальной токовой нагрузке:

∆Р_л = ∆Р_ном·К_з²·ℓ·n,

где ∆Р_ном - максимальная потребляемая мощность тока в сети при критической нагрузке кВт / км [5]; ℓ - длина линии, км; n - количество цепей в сети. Для сечения 70 мм²: ∆Р_ном = 125 кВт/км [5] длина линий (по порядку) ℓ = 10 км и число цепей n = 2. Получаем значение фактического потребления энергии в сети:

∆Р_л = 125·0,0384·10·2 = 96,04 кВт.

Фактическое годовое потребление энергии по сети ∆Э_л, тыс. кВт•час/год определяется по следующей формуле: ∆Э_л = ∆Р_л· τ_м,
где, τ_м - максимальное количество потребляемых часов, ч. Максимальное количество потребляемых часов зависит от активной нагрузки τ_м от максимального количества часов в год и коэффициента мощности нагрузки. Приблизительное значение cosφ = 0,8 может быть определено следующей формулой:

.

Если используется искусственное заполнение реактивной мощности, рекомендуется определить таблицу τ_м [4, стр.80]. Находим значение τ_м по формуле:

час

Согласно источнику [4], при искусственном восстановлении реактивной мощности на предприятии τ_м = 2500 ч (при соsφ = 1). Ежегодные эксплуатационные расходы рассчитываются с учетом стоимости содержания персонала и всех участков линий для одного и того же ремонта:

 

С_∑s= С_п.s.л + С_а.s.л,

где, С_п.s.л - стоимость электрической энергии в каждой секции сети, тыс. тенге;

С_а.s.л - стоимость амортизационных отчислений для сети, тыс. тенге / год.

Стоимость электрической энергии в этом разделе определяется по формуле:

С_п.s.л = ∆Э_л·с₀,

где с₀ - стоимость электроэнергии, предусмотренная в исходных расчетных данных, в тенге / кВт· ч. В этом случае с₀ = 2 тенге / кВт · ч, стоимость годового потребления электроэнергии в соответствии с формулой (2,18): С_п.s.л = 211 • 2 = 422 тыс. Тенге / год. Амортизационные отчисления рассчитываются по следующей формуле:

С_а.s.л = φ_л·К_s,

где, φ_л - годовой амортизационный сбор за сеть,% (для ВЛ напряжение 35 кВ = 2,0%);

К_s - капитальные затраты на эту электрическую сеть, тыс. тенге. Капитальные затраты на две линии для данного сечения (n = 2) определяются следующей формулой:

К_s = с_л·ℓ·n,

где, с_л – стоимость цельного провода марки AС-70 на типичных железобетонных опорах на километр, тыс. тенге / км. Капитальные затраты на двойные цепи на стенде определяются следующей формулой:

К_s = с_л·ℓ.

Например, формула для отчета (2.21) используется из-за получения одной двойной сети в блоке, а капитальные затраты на строительство сечения 70 мм2 равны:

 

К_s = 2200 • 10 = 22000 тыс. тенге.

 

В соответствии с формулой (2.19), амортизационные отчисления в сети:

 

С_а.s.л = 0,02 • 22000 = 440 тыс. тенге / год.

 

В соответствии с формулой (2.17), годовые операционные расходы:

 

С_∑s = 422 + 440 = 862 тыс. тенге / год.

 

Исходя из формулы (2.9), годовые затраты:

 

З_s = 0,125·К_s + С_∑s = 0,125·22000 + 862 = 3612 тыс. тенге/год.

 

 

Потребление цветных металлов (алюминия) определяется по следующей формуле:

G_л = g·ℓ·n,

G_л = 0,843·10·2 =23,16 т.

В других разделах значения ∆Э_л,_, G_л, З_s определяются так же, как на таблице 3.1.

Можно сделать вывод, что годовые затраты на расчет сечения 70 мм² минимальны. Поскольку критерием затрат для выбранного раздела является минимум годовых отчетов, в этой версии необходимо принять поперечное сечение экономического пространства s_эк = 70 мм². Топливные сети взимаются за строительство линии электропередачи и другие расходы, понесенные для распределительных устройств Q1 и Q2, установленных на вспомогательной станции электростанции в открытом передающем устройстве (ОПУ).

Капитальные затраты на коммутатор K_в равны стоимости двух ячеек с коммутаторами C-35, установленными на OРУ-35, с двумя шинными системами в металлических конструкциях

 

К_в = 2·с_в =2·1742 = 3484 тыс. тенге.

Значение ячейки равно преобразованию его значения в коэффициент преобразования (8,71 тыс. тенге.), который указан в задаче (например, К = 200), т. е.:

с_в = 8,71·200 = 1742 тыс. тенге.

Стоимость строительства двух питающих линий с мостовым проводом марки АС на стандартных железобетонных опорах с сечением 70 мм² будет взята из таблицы 2.1, которая равна K_s = 22000 тыс. тенге.Совокупные затраты на линию подачи первого варианта одинаковы.

 

К_л1 = К_в + К_s = 3484 + 22000 = 25484 тыс. тенге.

Годовые эксплуатационные расходы основаны на стоимости С_∑л1, тыс. тенге по стоимости электроэнергии, стоимости ячеек с амортизационными отчислениями и амортизации:

 

С_∑л1 = С_п.s.л + С_а.s.л + С_а.в = С_∑s + С_а.в.

 

Амортизационные отчисления для коммутаторов определяются по формуле:

С_а.в = φ_в· К_в = 0,044· 3484 = 153,3 тыс. тенге/год.

В формуле для амортизационных отчислений φ_в = 4,4%

 

С_∑л1 = 862 + 153,3 =1015,3 тыс. тенге.

Годовые затраты на обслуживание питательных сетей следующие:

 

З_л1 = 0,125· К_л1 + С_∑л1

0,125·25484 + 1015,3= 4200,8 тыс. тенге.

 

Из таблицы 2.1, потребляемая мощность питающих сетей следующая:

 

ΔЭ_л = 211 тыс. КВтч · час / год,

 

а поток цветных металлов равен G_л = 16,86 т.

Внешняя установка должна определяться путем умножения значения каждого трансформатора, установленного в ГТС TДН-16000/35, стоимостью 1000 тенге в источнике [2] путем умножения эталонного значения на тысячи коэффициентов транспондера (K = 200)

 

с_т = с_т.спр· К = 16,2·200 = 3240 тыс. тенге.

В железобетонных конструкциях две входные затраты с переключателями, разделителями и выключателями короткого замыкания автоматического выключателя определяются аналогичным образом:

 

С_АТҚ = с_{АТҚ.спр}· К = 2,92· 200 = 584 тыс. тенге.

 

Капитальные затраты на установку трансформаторов ГТС и __-35 заключаются в следующем:

 

К_т = 2· 3240 = 6480 тыс. тенге,

К_АТҚ = 2· 584 = 1168 тыс. тенге

Сложные капитальные затраты на строительство ВЛ-35 кВ составляют:

К_БТС1 = К_т + К_АТК =6480 + 1168 = 7648 тыс. тенге

Годовые эксплуатационные расходы С_∑БТС1, тыс. тенге / год от стоимости расходов на трансформаторы (S_п.т) и амортизационные издержки для трансформатора (S_а.т) и стоимости добавленной стоимости устройства __-35

 

С_∑БТС1 = С_п.т + С_а.т + С_а.АТК.

 

Повреждение активной мощности трансформатора во время простоя определяется по следующей формуле:

 

, кВ

 

где ΔР_хх – номинальная активная мощность, когда трансформатор находится в режиме холостого хода, определяемого источником [2], кВт;

ΔQ_хх - номинальный поток реактивной мощности при холостом ходе трансформатора, квар;

К_и.п - коэффициент потери мощности по энергосистеме кВт / квар;

I_хх – ток холостого хода, определяемого опорными источниками;

S_т.ном - номинальная мощность выбранного трансформатора, кВ • А

Активная мощность холостого хода трансформаторной меди, кВт (ток короткого замыкания) определяется по формуле:

где, ∆Р_кз - номинальная активная мощность при коротких замыканиях в трансформаторе, определяемая опорными источниками, кВт; ΔQ_кз - номинальный расход реактивной мощности при коротком замыкании, квар; U_кз - напряжение короткого замыкания, определяемое исходными источниками [5], проценты.Для трансформатора, выбранного из [5]: ΔР_хх = 5,7 кВт I_хх = 1%, ΔР_кз = 33,5 кВт, U_кз = 7,5%.Если коэффициент потери энергии не подается системой, то согласно предлагаемому источнику [2, с. 359], равна 0,07 кВт / кг. Определяем значение потребления энергии в одном трансформаторе на холостом ходу и коротком замыкании, помещая значения в формулы (2.29) и (2.30):

кВт,

кВт.

Годовое потребление электроэнергии в двух трансформаторах ГТС определяется по следующей формуле: ∆Э_т = (∆Р^′_хх·Т_г + К²_з·∆Р′_кз· τ) ·n T_г - годовой фонд времени, час;Kз - коэффициент нагрузки трансформаторов в нормальном режиме работы (например, K_з = 0,65);n - количество трансформаторов (n = 2).Выделяя определенные значения (2.32), мы выводим годовой расход энергии двух трансформаторов: ∆Э_т = (8,5·8760 + 0,66²·54,5· 2199) · 2 = 253 МВт·ч Стоимость потерь электрической энергии в трансформаторах определяется по следующей формуле и равна: С_п.т = ∆Э_т· с₀ = 253·2 =506 тыс. тенге/год Стоимость амортизационных отчислений для трансформаторов и ячеек распределительного устройства в __-35 выглядит следующим образом:

С_а.т + С_а.ОРУ = φ_об· К_ГПП1 = 0,044·7648 = 336,5 тыс. тенге/год

 

Общие годовые эксплуатационные расходы для ГТС в соответствии с формулой:

С_∑ГТС1 = 506 + 336,5 = 842,5 тыс. тенге/год.

З_БТС1 = 0,125· К_БТС1 + С_∑БТС1 = 0,125·7648 + 842,5 = 1789,5 тыс. тенге/год.

Согласно сообщениям, энергопотребление двух трансформаторов в ГТС составляет 253 тыс. КВт·ч

 

3.4 Второй вариант. U = 10 кВ

 

Формулы и таблицы, используемые в этом варианте, аналогичны формулам и таблицам, показанным в первом варианте осуществления. Отчет составлен в том же порядке.

Выбор переключателей Q1 и Q2. Следующее техническое задание:

 

 

а) U_у.ном = 10 кВ;

б) А;

в) А;

г) кА.

 

Схема замены для определения токов КЗ в точке K1 показана на рисунке 3.4

 

~

К1

Sc = 1000 МВ·А

 

3.4 Схема замещения

 

Результат индуктивного барьера к точке K1 соответствует индуктивному сопротивлению системы x_s = 0,6 в относительных базовых единицах по схеме замещения. Начальная точка (2.6) периода времени постоянного тока в точке, в которой равна:

 

кА.

 

Исходя из формулы (2.4), выбираем переключатель типа BB / TEL - 10-12.5 / 630 по источнику [7]. Он будет установлен на электросети ___-10 кВ.

Выбранный переключатель (2.4) удовлетворяет условию выбора

 

U_{В ном} = 10 кВ = U_{уст.ном} = 10 кВ;

I _{В ном} = 630 А > I_р.max =646,75 А;

I_{ном.отк} = 12,5 кА > I_р.отк = 2,16 кА.

 

Определение поперечного сечения подачи осуществляется в соответствии с методикой, используемой в первом варианте. Двухрядная фидерная линия снабжена железобетонными стойками с латунным проводом АС на двух цепях одновременно.

На участке проводника выбираются технические условия: выбираются технические условия со стороны проводки:

a) При нормальной рабочей температуре и в режиме после аварии мы можем выбрать текущий проводник s = 95 мм², поскольку выполняются (2.8) и (2.9).

 

I_доп = 320 А > I_р = 182,7 А и 1,3·320 = 416 А > I_р.max = 365,4 А;

 

b) Получаем минимально возможное сечение s_к = 50 мм² в условиях коронарного проводника;

c) Для сетевого напряжения 10 кВ механическая прочность для минимального сечения составляет s_к = 50 мм² [5];

d) не тестируется участок сети с токами короткого замыкания;

e) Проверяем размеры поперечного сечения 95 мм², для которых ℓ_∆U1% = 0,52 км и I'mm = 320 A, согласно [5], где полные потери, возможные по формуле (2.10), равны:

 

ℓ_доп = 0,52·5·320/182,7 = 4,55 км < 10 км

 

 

т. е. выполняется условие (2.10). Таким образом, согласно всем техническим требованиям, выбирается сечение s = 95 мм².

В данном варианте в соответствии с ПУЭ экономическое сечение, мм2:

 

мм²,

 

Выбираем стандартное поперечное сечение, то есть s_эк = 120 мм².

Впоследствии выбираются несколько сечений, для каждого из них по формулам (2.13 - 2.22) определяются технические и экономические показатели

Выбор экономического положения приведен в таблице 3.2.

 

 

Таблица 3.2.

Расписание для экономически целесообразного выбора второго варианта

 

 

Сечение s, мм2	Значения по умолчанию для однопоточного отчета
Iдоп, А	Кз	Кз2	∆Рном, кВт/км	g, т/км	сл, тыс. тенге/км	φл, %	ℓ, км	с0, ч кВт тенге ×	τ,ч
		0,57	0,3249		1,158		2,0
		0,48	0,23		1,476

 

 

Продолжение таблицы 3.2

 

Сечение s, мм2	Двухпоточный отчет
∆Рл, кВт	∆Эл,	Сп.s.л	Са.s.л	С∑s	Кs, тыс. тенге	0,125·Кs	Зs	Gл, т
тыс. тенге/год	тыс. тенге/год
									23,16
									29,52

Можно сделать вывод, что размеры поперечного сечения меньше 120 мм², но разница между расходами для сечений 120 и 95 мм² составляет 8%, поэтому мы выбираем 95 мм² с учетом лучших технических характеристик.

Значение одной ячейки МКП-10 [5] (19,35 тыс. тенге) равно значению перевода (например, K = 200) в коэффициент передачи, заданный в задаче:

 

 

с_в = 2,18·200 = 436 тыс. тенге

 

 

Стоимость K_в равна стоимости двух ячеек с капитальными затратами на инкубаторы:

 

К_в = 2·с_в = 2·436 = 7740 тыс. тенге

 

Стоимость строительства двух питающих линий с AС-проводом 95 мм² в железобетонных колоннах взята из таблицы 3.2, которая равна К_s = 22000 тыс. тенге, а общая годовая эксплуатационная стоимость для выбранного сечения С_∑s = 4266 тыс. тенге.

Совокупные капитальные затраты второй линии питания следующие:

 

К_л2 = К_в + К_s = 872 + 22000 = 22872 тыс. тенге.

 

Амортизационные отчисления для коммутаторов расчитываются по формуле:

 

С_а.в = φ_в· К_в = 0,044· 872 =38,3 тыс. тенге/год

 

Годовые затраты на питающие сети определяются по формуле: С_∑л2 = 3826 + 38,3 =3864 тыс. тенге. Годовые затраты на обслуживание питательных сетей следующие: З_л2 = 0,125· К_л1 + С_∑л1 = 2859 + 3864 = 6723 тыс. тенге В таблице 2.2 показано, что потребляемая мощность в питающих сетях составляет1913 кВт / час / год, а поток цветных металлов – G_л = 23,16 т.

 

4 Расчет внутренней системы электроснабжения 4.1 Предварительный выбор мощности и количества трансформаторных подстанций цеха Номинальная мощность трансформатора (S_нт) выбирается при максимальной токовой нагрузке (более 30-40%) в нормальном режиме и выдает в нормальном режиме работы с экономичными характеристиками трансформаторов. На рисунках 3.1 и 3.2 показано радиальное и смешанное электропитание внутри установки. Схема представляет варианты развертывания TП.Выбор трансформаторов цепей основан на значениях, полученных в таблице 1.2. Номинальная нагрузка на однонаправленные наноструктуры 1-ТП:

- активная Р_р = 1604 кВт;

- реактивная Q_р = 1309 кВар;

- полная S_р = 2070,7 кВ ∙ А, планируем установить два трансформатора на ТП-1 каждый с номинальной мощностью 400 кВт ∙ A.Коэффициенты нагрузки трансформаторов по формуле: Таблица 4.1.Количество НДС и выбранных трансформаторов

ТП	Место установки ТП	Расчетные данные	Sнт,	Число трансформаторов	Кз	Кзав
Рр,	Qр,	Sр,	кВ·А
кВт	кВар	кВ·А
ТП1	№1цех	1604,5		2070,7			0,64	1,29
ТП2	№2,№3,№4 цех	1525,3	1288,2	1998,9			0,62	1,24
ТП3	№5,№6,№9 цех	744,8	581,6				0,75	1,501
ТП4	№8,№7,№13 цех	1110,8	995,6	1397,6			0,7	1,39
ТП5	№14,№15,№16 цех	963,2	838,6	1274,7			0,63	1,27
ТП6	№12,№11 цех	1427,7	1445,4	1678,8			0,53	1,04
ТП7	№10,№17 цех	1037,7	649,6	1224,6			0,61	1,22

В аварийном режиме, поскольку коэффициент нагрузки не превышает допустимых пределов, мы принимаем эти трансформаторы.Аналогичным образом делаем расчет для другого котельного котла. Результаты расчета приведены в таблице 3.1. 4.2 Определение номинальной нагрузки линии электропередачи 10 кВ. Номинальная нагрузка распределительной сети определяется значениями номинальной нагрузки в низковольтных шинах TП с учетом разряда реактивной мощности и потребляемой мощности трансформатора при высоком напряжении трансформатора TП.Высокое энергопотребление 10 кВ и один восстановительный трансформатор ΔР, кВт определяется по следующей формуле:

.

Реактивная мощность трансформатора определяется формулой ΔQ, квар:

,

где I_хх - свободный ток трансформатора,% [2];U_кз- напряжение короткого замыкания,% [2];Ниже приведен пример расчета потребления активной и реактивной мощности на трансформаторе трансформаторной подстанции ТП1 с двумя трансформаторами мощностью 1600 кВ · А.Получаем активный поток двух трансформаторов TП1, устанавливая ΔР_кз, кВт и короткое замыкание выходного тока, выведенного из контрольных значений для рассматриваемого трансформатора, в кВт (3.5).

кВт.

 

получаем реактивный поток двух трансформаторов TП1 с эталонными значениями I_хх,% и U_кз,%:

 

квар.

 

Для других ТП расчетная потребляемая мощность трансформаторов выполняется аналогично. Результаты расчетов показаны в таблице 3.4.

Кроме того, на рисунке 3.2 показана расчетная нагрузка распределительной сети с учетом компенсации реактивной мощности для максимального напряжения трансформаторов ТП в цехе, где генерируется базовая схема питания электростанции.

 

Таблица 4.4.

Обнаружение потери мощности трансформаторов трансформаторной станции.

ТП ном	n×Sт.ном	Данные трансформаторов	кз	кз.ав	∆Р2т, кВт	∆Q2т, квар
∆Рхх, кВт	∆Ркз, кВт	Iхх, %	Uкз, %
ТП1	2×1600	1,45	5,5	2,1	4,5	0,75	1,5	9,08	37,05
ТП2	2×1600	2,27	7,6		5,5	0,57	1,15	9,46	47,7
ТП3	2×630	2,27	7,6		5,5	0,71	1,4	12,2	60,13
ТП4	2×1000	1,05	3,7	2,3	4,5	0,74	1,48	6,14	23,82
ТП5	2×1000	3,3	11,6		5,5	0,55	1,11	13,6	93,27
ТП6	2×1600	1,05	3,7	2,3	4,5	0,59	1,18	4,66	19,33
ТП7	2×1000	3,3	11,6		5,5	0,55	1,11	13,6	93,27

 

Расчетная нагрузка Л1 состоит из расчетной нагрузки вспомогательных станций и потери мощности в их трансформаторах, то есть:

- активная

 

Р_{р Л1} = Р_рТП1 + ΔР_ТП1 + Р_рТП2 +ΔР_ТП2 + Р_рТП3 +ΔР_ТП3 + Р_рТП4 +ΔР_ТП4 + Р_рТП5 +ΔР_ТП5 = 1604,5 + 9,08 + 1525,3 + 9,46 + 744,8 + 12,2 + 1110,7 + 5,96 + 963,2 + 7,82 = 5993,02 кВт;