Выбор место положения гпп и его оборудования

 

Местоположение главной понизительной подстанции (ГПП) определим методом картограммы нагрузок /2, с. 48/. Для этого определим координаты геометрического центра каждого здания и сведем их в таблицу 5. Тогда координаты ГПП определяться из следующих формул,

 

, .

 

Таблица 5 - Геометрические координаты центров зданий, м,

№ цеха	Координата х, мм	Координата у, мм	Рi, МВт	Рi∙хi	Рi∙уi
1	12	43	97,56	1170,72	4195,08
2	43	58	25,71	1105,53	1491,18
3	97	55,5	1627,2	157838,4	90309,6
4	64	42,5	1025,1	65606,4	43566,75
5	97	42	12402,2	1203013,4	520892,4
6	28,5	26	1709,45	48719,325	44445,7
7	25	14	75,5	1887,5	1057
8	34	14	102,8	3495,2	1439,2
9	91	27	369,95	33665,45	9988,65
10	101	27	168,8	17048,8	4557,6
11	7	14	43,9	307,3	614,6
12	7	2	100,13	700,91	200,26
13	25	2,5	4057,1	101427,5	10142,75
14	57	3	227,63	12974,91	682,89
15	103	3	4805,06	494921,18	14415,18
Сумма			26838,09	2143882,5	747998,8

 

Определяем координаты ГПП, мм,

,    .

Расположить ГПП в месте расчетных координат невозможно так, как пришлось бы вести линию к ГПП по крыше кузнечного цеха и энергоцеха. Рациональнее сдвинуть ГПП вниз. И новые координаты , .

 

Рисунок 3 - Схема предприятия с определением месторасположения ГПП

 

Выбор трансформатора ГПП

Выбор мощности трансформатора на ГПП проводиться на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы /2, с. 109/. В послеаварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов) должно быть обеспечено надежное питание потребителей от оставшегося в работе трансформатора.

Рассчитаем номинальную мощность трансформаторов на ГПП, кВ·А,

 

,

 

где k_ав - коэффициент аварийной перегрузки.

Выбираем трансформатор 2хТРДН-25000/110, /5, с. 148/. Характеристики трансформатора приведены в таблице 6.

 

Таблица 6 - Характеристики трансформатора

Тип	Uном, кВ		Потери, кВт		uк, %	Iх, %	R, Ом	х, Ом	Цена, тыс. руб.
	ВН	НН	Рх	Рк
ТРДН-25000/110	115	10,5	25	120	10,5	0,65	2,54	55,9	65,5

 

Коэффициент загрузки трансформатора, %,

 

,

 

Коэффициент после аварийной перегрузки трансформатора,

 

,

Из рассчитанных коэффициентов видно, что выбранные трансформаторы загружены нормально.

Выберем трансформатор для питания ГПП на блок Г-Т-ЛЭП

Поскольку генераторы по 100 МВт каждый, то выберем трансформатор исходя из полной вырабатываемой станцией мощности:

 

МВт

 

Выбираем трансформатор ТДЦ-125000/110, /6, с. 693/. Характеристики трансформатора приведены в таблице 7.

 

Таблица 7 - Характеристики трансформатора

Тип	Uном, кВ		Потери, кВт		uк, %	Iх, %	R, Ом	х, Ом
	ВН	НН	Рх	Рк
ТДЦ-125000/110	121	10,5	120	400	10,5	0,55	0,37	12,3

 

Выбор выключателя ГПП /2, с. 110/

Для выбора выключателей на ГПП ВН необходимо определим ток, который возникает при КЗ, кА,

 

 

где Z_КЗ - сопротивление от источника до точки КЗ, Ом

 

,

 Ом,

Ом,

Ом.

 

Рабочий ток выключателя, А,

 

,

 

где  - мощность завода, определенная в пункте 1; n_Ц - количество цепей.

Выбираем выключатель типа ЯЭ-110Л-23 (13) У4 /5, с. 242/. Сведем результат проверки выключателей на напряжение 110 кВ в таблицу 8.

 

Таблица 8 - Выбор выключателя

Условие выбора	Паспортный параметр	Расчетный параметр
Uном ≥ Uрасч	110кВ	110 кВ
Iном ≥ Iраб	1250 А	84,3 А
Iном.КЗ ≥ Iрасч.КЗ	40 кА	1,7 кА
Tном.доп	0,055 сек.	-
Стоимость, тыс. руб.	16500

 

3.3 Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения завода

 

Так как в пункте 3.1 был исключен из рассмотрения один из сравниваемых вариантов, то просто определим приведенные затраты на сооружение внешнего электроснабжения завода /2, с. 112/. При определении капитальных затрат используем укрупненные показатели стоимости электрооборудования

Определим капитальные вложения во внешнее электроснабжение,

,

 

где К_Т - стоимость трансформатора;

К_Я - стоимость выключателя на ГПП;

К_W - стоимость сооружения одного километра ЛЭП 110 кВ /4, с. 266/;

тыс. руб.

Суммарные ежегодные издержки определятся из условия:

 

,

 

где - амортизационные отчисления, включающие соответственно отчисления по линиям, выключателям и трансформаторам,

- расходы на эксплуатацию и ремонт соответственно по линиям, выключателям и трансформаторам,

- стоимость годовых потерь ЭЭ в линиях и трансформаторах.

Амортизационные отчисления:

 

,

где

 

Т_пи - срок полезного использования, /2, с. 100/.

 

Таблица 9 - Вспомогательные коэффициенты

Параметр	Выключатель	Линия	Трансформатор
171717
, %5,90,85,9

 

тыс. руб.

Расходы на эксплуатацию и ремонт:

 

,

 

где

Р_э.р. - срок полезного использования, /2, с. 104/.

тыс. руб.

Стоимость потерь ЭЭ:

 

,

 

где ΔР - удельные потери активной мощности, принятые по /6, с. 273/;

τ - время максимальных потерь принятое по /6, с. 62 и с. 181/;

n_Ц - количество параллельных цепей.

Потери электроэнергии в трансформаторе, МВт,

 

,

 

где - удельное сопротивление проводов, Ом/км,

 - длина линии, км,

- количество цепей,

-расчетная мощность, МВА.

Время использования максимума потерь, ч.

 

Годовые потери энергии в линиях, кВт∙ч/год,

 

 

Годовые потери ЭЭ в трансформаторах,

 

 

где - количество трансформаторов,

 - потери холостого хода, кВт,

 - потери короткого замыкания, кВт,

-расчетная мощность, МВА,

-номинальная мощность трансформатора, МВА.

 кВт∙ч/год.

Стоимость годовых потерь в линиях и трансформаторах, тыс. руб./год,

 

 

где ΔА', ΔА'' - суммарные потери электроэнергии, соответственно зависящие и независящие от нагрузки;

β', β'' - стоимость 1 кВт·ч потерь, определяемый для показателей Т' = τ и Т'' = 8760 ч

Суммарные ежегодные издержки, тыс. руб.,

Приведенные затраты, тыс. руб.,

,

 

где Е_Н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложении в электроэнергетику (при сроке окупаемости 8 лет), 1/год.