- •Содержание
- •Технический паспорт проекта
- •Введение
- •1. Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия
- •1.1 Расчет электрических нагрузок электроцеха
- •1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию
- •1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок
- •2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия
- •3. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения, трансформаторов гпп предприятия
- •3.1 Расчет нагрузок на стороне низкого напряжения гпп
- •3.2 Выбор напряжения внешнего электроснабжения
- •4. Технико-экономическое обоснование схем
- •4.1 Определение потерь в трансформаторах
- •4.2 Расчет линии электропередач от районной подстанции энергосистемы до гпп предприятия
- •4.3 Расчет токов короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах в главную понизительную подстанцию
- •4.4 Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе гпп
- •4.5 Выбор коммутационной аппаратуры - 35 кВ
- •4.6 Выбор коммутационной аппаратуры - 110 кВ
- •4.7 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения
- •5. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения, расчет питающих линий
- •5.1 Выбор напряжения
- •5.2 Построение схемы электроснабжения
- •5.3 Конструктивное выполнение электрической сети
- •5.4 Расчет питающих линий
- •6. Расчет токов короткого замыкания
- •7. Выбор электрооборудования сэс предприятия
- •7.1 Выбор трансформаторов собственных нужд гпп
- •7.2 Выбор типа ру на стороне нн гпп, выключателей, тт и тн
- •7.3 Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях
- •7.4 Выбор трансформатора напряжения
- •7.5 Выбор токопровода, соединяющего силовые трансформаторы гпп и распределительное устройство напряжением 10 кВ
- •7.6 Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения и соответствующих трансформаторов тока
- •7.7 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и низшего напряжения трансформаторных подстанций
- •8. Компенсация реактивной мощности
- •9. Расчет показателей качества
- •10. Выбор аппаратуры намоточного отделения 1
- •11. Расчет освещения электроцеха (специальный вопрос)
- •12. Релейная защита силовых трансформаторов на гпп
- •12.1 Дифференциальная защита трансформатора
- •12.2 Максимальная токовая защита
- •12.3 Максимальная токовая защита от перегруза
- •12.4 Газовая защита
- •13. Безопасность жизнедеятельности на гпп
- •13.1 Конструктивное исполнение гпп
- •13.2 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопасность работ ору 110 кВ
- •13.3 Основные требования к установке трансформаторов
- •13.4 Закрытое распределительное устройство
- •13.5 Правила окраски токоведущих частей
- •13.6 Перечень защитных средств, применяемых на гпп
- •13.7 Электробезопасность
- •13.7.1 Установка заземляющих ножей, выбор системы блокировки
- •13.7.2 Расчет защитного заземления ору гпп
- •13.8 Молниезащита
- •13.9 Определение величины тока однофазного замыкания на землю
- •13.10 Устройства сигнализации и контроля изоляции
- •13.11 Освещение ору
- •13.12 Пожарная безопасность и взрывобезопасность
- •14. Производственный менеджмент в энергетике предприятия
- •14.1 Система целей энергетического хозяйства предприятия
- •14.1.1 Построение дерева целей
- •14.2 Анализ поля сил
- •14.3 Объемы продукции и услуг по обеспечению основного производства
- •14.4 Определение типов организационной культуры и структуры предприятия и его энергохозяйства
- •14.4.1 Организационная культура
- •14.4.2 Организационная структура
- •14.5 Функциональная матрица и должностная инструкция
- •14.6 План-график Ганта по реализации целей
- •14.7 Планирование труда и заработной платы
- •14.7.1 Планирование использования рабочего времени
- •14.7.2 Планирование численности рабочих
- •14.7.3 Планирование численности эксплуатационного персонала
- •14.7.4 Планирование численности ремонтного персонала
- •14.7.5 Планирование численности персонала управления
- •14.7.6 Планирование фонда заработной платы рабочих
- •14.7.7 Планирование фонда заработной платы персонала управления
- •14.8 Планирование производительности труда
- •14.9 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание
- •14.10 Планирование сметы текущих затрат на энергетическое обслуживание
- •14.11 Основные показатели энергохозяйства
- •Заключение
- •Список литературы
4.5 Выбор коммутационной аппаратуры - 35 кВ
Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы: устанавливаем выключатель ВГБЭ - 35 - 630
Все каталожные и расчетные данные сводим в таблицу 10
Таблица 10
Расчетные данные |
ВГБЭ - 35 - 630 |
Каталожные данные | |
Uс= 35 кВ |
UН= 35 кВ |
IMAX= 349,53 А |
IН= 630 А |
Iп0 = IП,= 10,3 кА |
IОТК. Н= 12,5 кА |
iа,= 2,41 кА |
iа, Н= 20,33 кА |
iУД= 25,05 кА |
iПР. СКВ= 138 кА |
ВК= 14,85 кА2·с |
кА2·с |
Принимаем разъединители наружной установки, с заземляющими ножами РНДЗ - 35 - 1000 - У1. Расчетные данные установки и каталожные данные разъединителя приведены в таблице 11.
Таблица 11
Расчетные данные |
РНДЗ - 2 - 35 - 1000 - У1 |
Каталожные данные | |
Uс= 35 кВ |
UН= 35 кВ |
IMAX= 349,53 А |
IН= 1000 А |
iУД= 25,05 кА |
iПР. СКВ= 63 кА |
ВК= 14,85 кА2·с |
кА2·с |
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ограничители перенапряжений типа ОПН - У - 35/40,5.
4.6 Выбор коммутационной аппаратуры - 110 кВ
Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы: выключатель ВГБ - 110А, РДЗ - 2 - 110-1000Н. УХЛ1. Все каталожные и расчетные данные сводим в таблицу 12,13.
Таблица 12
Расчетные данные |
ВГБ - 110А |
Каталожные данные | |
Uс= 110 кВ |
UН= 110 кВ |
IMAX= 112,46 А |
IН= 2000 А |
Iп0 = IП,= 15,06 кА |
IОТК. Н= 40 кА |
iа,= 3,52 кА |
iа, Н= 65,05 кА |
iУД= 36,64 кА |
iПР. СКВ= 138 кА |
ВК= 31,76 кА2·с |
кА2·с |
Таблица 13
Расчетные данные |
РДЗ - 2 - 110 - 1000Н. УХЛ1 |
Каталожные данные | |
Uс= 110 кВ |
UН= 110 кВ |
IMAX= 112,46 А |
IН= 1000 А |
iУД= 36,64 кА |
iПР. СКВ= 63 кА |
ВК= 31,76 кА2·с |
кА2·с |
Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ограничители перенапряжений типа ОПН-У-110/73, кроме того в нейтраль силового трансформатора включаем ОПН-У-110/56 и заземлитель типа ЗОН-110М-IУ1 (,кА2·с).
4.7 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения
При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты и силовые трансформаторы ГПП.
Годовые приведенные затраты находятся по формуле:
; (60)
, (61)
где: - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, это сумма нормативного коэффициента Ен=0,12, отчислений на амортизацию и текущий ремонт. отчисления на амортизацию и текущий ремонт приняты по [3];
- сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников, тыс. руб. Стоимости отдельных элементов схемы электроснабжения принимаются по каталогам;
-стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб.
При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:
; (62)
, (63)
где Со- удельная стоимость потерь электроэнергии, руб/кВт·ч;
α - основная ставка тарифа, руб/кВт·год, берется из исходных данных;
β - стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии (дополнительная ставка тарифа), руб/кВт·ч, также берется из исходных данных;
Км= ∆Рэ/∆Рм= 0,79
- отношение потерь активной мощности предприятия ∆Рэв момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Рмактивной мощности предприятия.
δ - поправочный коэффициент коэффициент δ = 1,03.
Для 35 кВ: (руб/кВт ч).
Для 110 кВ: (руб/кВт ч).
Результаты сравнения вариантов 35 и 110 кВ сведены в таблицы 14 и 15.
Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 16
Таблица 16 - Сравнение экономических показателей
Вариант |
Кап. затраты, тыс. руб. |
Приведённые кап. затраты, тыс. руб. |
Потери эл. энергии, кВт*ч |
Стоимость потерь, тыс. руб |
Приведённые затраты, тыс. руб. |
35 кВ |
6 240 |
1 119 |
709 625 |
1 842 |
2 961 |
110 кВ |
12 538 |
2 345 |
538 612 |
1 109 |
3 454 |
В результате расчетов видим, что приведенные затраты по варианту 110 кВ превышают приведенные затраты по варианту 35 кВ на 14,27 %. Поэтому в качестве напряжения внешнего электроснабжения, мы принимаем напряжение равное 110 кВ, так как согласно "Правилам устройства электроустановок" следует принимать вариант сети более высокого номинального напряжения даже в том случае, когда его экономические показатели на 10…15 % хуже, чем варианта сети с меньшим номинальным напряжением.