Проект электроснабжения объекта

 

По таблице следует, что  для зоны причального фронта строим три трансформаторные подстанции мощностью по 400 кВА, при чем ТП1 в режиме работы с изолированной нейтралью, а ТП2 и ТП3 с глухозаземленной. Расположение ТП показано на плане.

3.3 Определение места размещения главной понизительной подстанции (ГПП).

Карта района позволяет найти  центр электрических нагрузок объекта. Наносим произвольную координатную сетку на карте, зная расчетную нагрузку каждого потребителя , координаты центра круга, обозначающего эту нагрузку в произвольно принятой на плане системе координат, находим центр элетрических нагрузок для каждой площадки. Координаты ГПП определяются:

; Y;

Электроснабжение объектов будет производится от двух центров питания. Расчет центров питания в таблицах 5 и 6:

ГПП №1.

Таблица 5

Площадки(зоны)			Sp	X	Y	SpX	SpY
№№	наименование		кВА	см	см	кВАсм	кВАсм
ГПП
1	КП		352,54	9,1	8	3208,1	2820,3
2	ЗКП		395,56	3,1	9,2	1226,2	3639,2
3	ПРЦ		483,30	10,5	12,0	5074,6	5799,6
4	ПДРЦ		318,42	2,5	14,3	796,1	4553,4
5	склад ЖТ		169,35	5,5	6,2	931,4	1050,0
6	компл. Склад		607,54	6,2	10,8	3766,7	6561,4
7	склад БП		257,78	11,0	5,0	2835,6	1288,9
8	жил. Городок		681,57	5,7	9,0	3885,0	6134,2
9	КШГ		66,57	7,0	8,6	466,0	572,5
10	РТБ		234,69	8,6	6,3	2018,3	1478,5
11		Причальный фронт	561,1	7	2,5	3927,7	1402,8
всего			3775,9	7,8	7,8	24927,6	25745,5

 

Расположение СПП показано на карте.

 

 

3.4 Определение количества и мест  размещения электростанций.

При централизованном электроснабжении и наличии потребителей  1-й  и 2-й категории в составе СЭС объекта предусматривается резервные электростанции.

Основные площадки объекта, при отключении основного источника  питания, будет обеспечиваться энергией от двух резервных дизельных электростанций, размещенных на УРДЭС полегона и СПП №2.

3.5 Выбор трансформаторов и генераторов.

3.5.1 Определение количества и мощности трансформаторов ТП, СПП.

Количество трансформаторов  на ТП определяется рачетными мощностями и категорийностью их потребителей; характером графиков нагрузок, а также наличием у потребителей резервных (автономных) источников электроэнергии.

На ТП с потребителями 1-й и 2-й категории устанавливается  два трансформатора одинаковой мощности. При выборе мощности трансформатора необходимо  учитывать их систематическую и аварийную перегрузочную способность.

Для выбора трансформаторов  на СПП и ТП необходимо произвести расчет мощности, которая соответствует  трансформатору.

;

Применяется трансформатор  с наименьшей удовлетворяющей условию послеаварийного режима: .

Выбор трансформаторов для  СПП№1:

;

Расчет мощностей, тип  и основные характеристики трансформаторов  представлены в таблице 7.

 

Таблица 7

№ ТП и обект		Трансформаторы
		n	тип	Sн	1,4 Sн	Uвн	Uнн	Рх	Рк	Uк	Ix
		шт		кВА	кВА	кВА	кВ	кВА	кВА	%	%
ГПП 1
1	КП	2	ТМГ-400/10	251,8	352,5	10	0,4	0,95	5,5	4,5	0,95
2	ЗКП	2	ТМГ-400/10	282,5	395,6	10	0,4	0,95	5,5	4,5	0,95
3	ПРЦ	2	ТМГ-400/10	345,2	483,3	10	0,4	0,95	5,5	4,5	0,95
4	ПДРЦ	2	ТМГ-250/10	227,4	318,4	10	0,4	0,74	3,7	4,5	0,8
5	склад ЖТ	2	ТМГ-160/10	121,0	169,4	10	0,4	0,53	2,5	4,5	0,8
6	компл. Склад	2	ТМГ-630/10	434,0	607,5	10	0,4	1,3	7,6	5,5	1
7	склад БП	2	ТМГ-250/10	184,1	257,8	10	0,4	0,74	3,7	4,5	0,8
8	жил.  Городок	2	ТМГ-630/10	486,8	681,6	10	0,4	1,3	7,6	5,5	1
9	КШГ	2	ТМ-63/10	47,5	66,6	10	0,4	0,2	1,2	4,5	0,8
10	РТБ	2	ТМГ-250/10	167,6	234,7	10	0,4	0,74	3,7	4,5	0,8
11	причальный фронт	2	ТМГ-630/10	400,8	561,1	10	0,4	1,3	7,6	5,5	1
	ГПП	2	ТМН-6300/110	2948,8	4128,4	115	11	10,0	44,0	10,5	1

 

Трансформаторы выбраны  из[Л3 таблица 3.5]

3.5.2. Определение количества и мощности дизельгенераторов.

Резервные и автономные электростанции предназначены для электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категории при нарушении питания централизованного электроснабжения.

Количество ДГ принимается  в зависимости от суммарной мощности потребителей 1-й и 2-й категории. На автономных электростанциях обычно принимается два ДГ.

Мощность одного ДГ выбирается по формуле:

_{Выбирается  ДГ с минимальной Рнг удовлетворяющей условию резерва}

_{Кр ,в зависимости от количества ДГУ, для данного расчета принимаю 2 ДГУ следовательно Кр=2., для 4 ДГУ Кр=1,35.}

_{Коэффициент собственных нужд Ксн=0,07 для резервных ДЭС, для авто номных  Ксн=0,09}

_{Расчет  произвожу для  КП:}

_{Следут, что принимаем ДГ типа АД-1000С-Т400-1Р. Остальнае расчеты и типы ДГ приведены в таблице 8.}

Таблица 8

№	Место установки	Pм/1,2 кВт	Рнг кВт	Кол-во	Тип ДГ	Вид станции
1	ГПП	2583,9	924	4	АД1000С-Т10500-3Д	резервная
2	КП	313,4	233	2	АД240с-Т400-1РМ11	автономная
3	ЗКП	207,9	154	2	АД240с-Т400-1РПМ2	автономная
4	ПРЦ	346,6	257	2	АД280с-Т400-1РМ2	автономная
5	ПДРЦ	279,9	208	2	АД240с-Т400-1РПМ2	автономная

_{ДГУ выбраны  по [Л1.]}

 

_{3.6 Разработка электрических сетей с напряжением выше 1000 В с оптимизацией конфигурации по экономическому критерию.}

Проведение оптимизации  электрической сети,   имеет  целью выбрать наиболее оптимальное, с экономической точки зрения, прокладку кабельных или воздушных  линий. Для этого необходимо рассчитать затраты на все возможные конфигурации сетей и выбрать наиболее оптимальные.

 

Радиальная схема питания  площадок от ГПП представлена на рисунке № 1:

Такая сеть целесообразна, если электроприемники располагаются по отношению к источнику под углом т.е. по разные стороны от источника.

Но такой вариант не приемлем ,так как потребители на разных сторонах. Поэтому схема будет представлен в виде магистральной и смешанных видов. На примере площадок №5, №2  и ГПП выполнен оптимизационный расчет конфигурации сетей.

Рисунок 1

 

 

_{Расчет  мощностей, передаваемых через линии для  схем А) и Б):}

_А)

_Б)

 

_{Расчет  тока линий:}

_А)

_Б)

_{Выбор сечения КЛЭП:}

 

- экономическая плотность тока, для кабелей с медными жилами  при Т_м > 5000 равен 2,0. (по ПУЭ таблица 1.3.36)

А)

_Б)

_{Ближайшие стандартные сечение  по ПУЭ [Л2] таблица 1.3.16:}

_А)

 

 

_Б)

 

 

_{С помощью  зональной схемы  размещения площадок определены длины  питающих кабелей:}

_{От ГПП до площадки №5 – 4 км;}

_{От ГПП  до площадки №2 – 10,3 км;}

_{От площадки №5 до площадки №2 – 5,5 км.}

_{Что бы определить наиболее экономически выгодный вариант конфигурации линий необходимо произвести оценку удельных затрат на строительство и издержек на эксалуатацию линий электропередачи (кабель СБ):}

;

Где:

- τ=(0,124+Т_м ×10^-4) ×8760= 4591,78; - время потерь;

- =0,018 ; - усредненная стоимость 1;

- А_Л=4256; - капитальные вложения, независящие от сечения кабеля;

- В_Л=65 - вложения, зависящие от сечения кабеля;

А_Л и В_Л берутся по [Л1] приложение 8.8.

- - доля ежегодных отчислений для данного типа КЛЭП.

А)

[руб];

 

  [руб];                [руб];

Б)

  [руб];

 

  [руб];

 

[руб];

При сравнении затрат на каждый из вариантов предпочтение отдается наиболее экономически выгодному варианту ,который характеризуется наименьшим значением расчетных затрат. Предпочтение отдается варианту Б.

Потеря напряжения  определяется по формуле:

 

;

Где:

- удельное активное сопротивление  кабеля ;

- удельное индуктивное  сопротивление ;

Эти сопротивления приводятся в [Л4] приложение 1-6. Потеря напряжения должна составлять не более 5%.

Все остальные расчеты  приведены в таблицах 8 и 9. 
Схемы по оптимизации и общее расположение потребителей по отношению к ГПП представлены на рисунках 1 и 5. 

                 Таблица 9

Группа объе- ктов	№ вари- анта	Расчётная мощность, кВ*А		Расчёт- ный ток, А	Эк. Плот- ность тока, А/мм²	Расчёт- ное сече- ние, мм²	Стан- дартное сечение, мм²	Iдоп, А	Iав, А	Длина линии, км	Показатели стоимости		Затраты, тыс. руб/год	Общие затраты, тыс. руб/год	Оптимальные затраты, тыс. руб/год
											Ал	Вл
ГПП	а)	ТП-5	169,35	9,78	2	4,89	16	95	19,56	4	4256	65	3,42	13,53	9,92
		ТП-2	395,56	22,84	2	11,42	16	95	45,68	10,3	4256	65	10,11
	б)	ТП5	552,36	31,89	2	15,95	16	95	63,78	4	4256	65	4,52	9,92
		ТП-2	395,56	22,84	2	11,42	16	95	45,68	5,5	4256	65	5,40
	а)	ТП-8	681,57	39,35	2	19,68	25	120	78,70	3,3	4256	65	4,00	23,90	14,15
		ТП-6	607,54	35,08	2	17,54	25	120	70,15	5,2	4256	65	5,99
		ТП-4	318,42	18,38	2	9,19	16	95	36,77	15	4256	65	13,90
	б)	ТП-8	1571,77	90,75	2	45,37	50	180	181,49	3,3	4256	65	6,46	16,52
		ТП-6	911,68	52,64	2	26,32	35	150	105,27	1,7	4256	65	2,37
		ТП-4	318,42	18,38	2	9,19	16	95	36,77	8,3	4256	65	7,69
	в)	ТП-8	681,57	39,35	2	19,68	25	120	78,70	3,3	4256	65	4,00	14,15
		ТП-6	911,68	52,64	2	26,32	25	120	105,27	1,7	4256	65	2,46
		ТП-4	318,42	18,38	2	9,19	16	95	36,77	8,3	4256	65	7,69
	а)	ТП-9	66,57	3,84	2	1,92	16	95	7,69	0,5	4256	65	0,42	0,42	0,42
	а)	ТП-3	483,30	27,90	2	13,95	16	95	55,81	8,4	4256	65	8,89	10,31	8,48
		ТП-1	352,54	20,35	2	10,18	16	95	40,71	1,5	4256	65	1,42
	б)	ТП-3	483,30	27,90	2	13,95	16	95	55,81	6,1	4256	65	6,46	8,48
		ТП-1	826,97	47,74	2	23,87	25	120	95,49	1,5	4256	65	2,03
	а)	ТП-7	257,78	14,88	2	7,44	16	95	29,77	7,2	4256	65	6,42	8,42	8,42
		ТП-10	234,69	13,55	2	6,77	25	120	27,10	2,1	4256	65	2,00
		ТП-11	561,06	32,39	2	16,20	25	120	64,79	8,9	4256	65	9,95
	б)	ТП-7	257,78	14,88	2	7,44	16	95	29,77	2,6	4256	65	2,32	12,17
		ТП-10	485,06	28,01	2	14,00	16	95	56,01	2,1	4256	65	2,23
		ТП-11	561,06	32,39	2	16,20	25	120	64,79	8,9	4256	65	9,95
	в)	ТП-7	257,78	14,88	2	7,44	16	95	29,77	7,3	4256	65	6,51	10,59
		ТП-10	795,63	45,94	2	22,97	25	120	91,87	2,1	4256	65	2,77
		ТП-11	561,06	32,39	2	16,20	25	120	64,79	7	4256	65	7,82