Реконструкция системы электроснабжения завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица

Округляем N₁ до 3, тогда

где k_С = 0,6 согласно таблице 9 [5].

Учитывая потери в низковольтных сетях найдём суммарную активную нагрузку освещения:



Для выбранных светильников cos = 0,92 (tg = 0,43), расчетная реактивная нагрузка равна:

Расчет осветительной нагрузки остальных цехов проводим аналогично и результаты расчета сводим в таблицу 17.

Таблица 17

Расчёт осветительной нагрузки

№ п.п.	Наименование	S(м2)	Тип светильника	E (лк)	n	Рсв (Вт)	W Вт/м2	Росв (Вт)	N	N'	Р'осв (кВт)	kc	Росв. Р1 (кВт)	Cos ц	tg ц	Росв. Р1 кВт	Qосв. Р1 кВАр	Sосв. Р1 кВА
1	Админ. корпус 2 этажа	1 348	ЛПО 12 2х40	200	2	40	9	24 255,0	303,19	303	24,26	0,8	19,40	0,95	0,33	20,37	6,70	21,45
2	Инженер. корпус 4 этажа	868	ЛПО 12 2х40	200	2	40	9	15 624,0	195,30	195	15,62	0,8	12,50	0,95	0,33	13,12	4,31	13,81
3	Гараж №1	720	УПД ДРЛ 400	100	1	400	5,4	3 888,0	9,72	10	3,89	0,95	3,69	0,92	0,43	3,88	1,65	4,22
4	Гараж №2	94	ЛПО 12 2х40	100	2	40	5,4	506,3	6,33	6	0,51	0,95	0,48	0,95	0,33	0,50	0,17	0,53
5	Гальванический цех	674	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	7 276,5	10,40	10	7,28	0,95	6,91	0,92	0,43	7,26	3,09	7,89
6	Компрессорная	417	УПД ДРЛ 700	200	1	700	6,7	5 581,1	7,97	8	5,58	0,95	5,30	0,92	0,43	5,57	2,37	6,05
7	Склад №1	228	УПД ДРЛ 400	50	1	400	13	1 478,8	3,70	4	1,48	0,7	1,04	0,92	0,43	1,09	0,46	1,18
8	Склад №2	271	УПД ДРЛ 400	50	1	400	11,2	1 519,0	3,80	4	1,52	0,7	1,06	0,92	0,43	1,12	0,48	1,21
9	Склад №3	496	УПД ДРЛ 400	50	1	400	6,7	1 661,6	4,15	4	1,66	0,7	1,16	0,92	0,43	1,22	0,52	1,33
10	Склад №4	189	УПД ДРЛ 400	50	1	400	7,9	746,6	1,87	2	0,75	0,7	0,52	0,92	0,43	0,55	0,23	0,60
11	Склад №5	217	УПД ДРЛ 400	50	1	400	5,3	575,7	1,44	1	0,58	0,7	0,40	0,92	0,43	0,42	0,18	0,46
12	Винило-сборочный участок	1 811	УПД ДРЛ 700	300	1	700	5,4	29 342,3	41,92	42	29,34	0,95	27,88	0,92	0,43	29,27	12,47	31,81
13	Грузовая проходная	273	ЛПО 12 2х40	100	2	40	6,7	1 829,1	22,86	23	1,83	0,8	1,46	0,95	0,33	1,54	0,51	1,62
14	РМУ	667	ЛПО 12 2х40	200	2	40	5,4	7 198,2	89,98	90	7,20	0,95	6,84	0,95	0,33	7,18	2,36	7,56
15	Литейный цех	1 131	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	12 214,8	17,45	17	12,21	0,85	10,38	0,92	0,43	10,90	4,64	11,85
16	Диспетчерская	52	ЛПО 12 2х40	100	2	40	6,5	338,0	4,23	4	0,34	0,8	0,27	0,95	0,33	0,28	0,09	0,30
17	Бытовые помещения 2 этажа	581	ЛПО 12 2х40	200	2	40	9	10 449,0	130,61	131	10,45	0,8	8,36	0,95	0,33	8,78	2,88	9,24
18	Механический цех	1 505	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	16 254,0	23,22	23	16,25	0,95	15,44	0,92	0,43	16,21	6,91	17,62
19	Стенд испытания кругов	125	ЛПО 12 2х40	100	2	40	5,4	675,0	8,44	8	0,68	0,6	0,41	0,95	0,33	0,43	0,14	0,45
	Цех №1
20	Механо-сборочный цех	6 336	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	68 428,8	97,76	98	68,43	0,95	65,01	0,92	0,43	68,26	29,08	74,19
21	Бытовые помещения 3этажа	942	ЛПО 12 2х40	200	2	40	9	16 947,0	211,84	212	16,95	0,8	13,56	0,95	0,33	14,24	4,68	14,98
	Цех №2
22	Сварочно-сборочный цех	4 394	УПД ДРЛ 700	300	1	700	5,4	71 174,7	101,68	102	71,17	0,95	67,6	0,92	0,43	71,00	30,24	77,17
Продолжение таблицы 17
23	Бытовые помещения 2 этажа	919	ЛПО 12 2х40	200	2	40	9	16 537,5	206,72	207	16,54	0,8	13,23	0,95	0,33	13,89	4,57	14,62
24	Участок футировки	1 500	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	16 200,0	23,14	23	16,20	0,95	15,39	0,92	0,43	16,16	6,88	17,56
25	Покрасочный участок	943	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	10 187,1	14,55	15	10,19	0,9	9,17	0,92	0,43	9,63	4,10	10,46
26	Дробеструйный участок	1 188	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	12 833,1	18,33	18	12,83	0,95	12,19	0,92	0,43	12,80	5,45	13,91
	Цех №3
27	Бытовые помещения 1 этаж	557	ЛПО 12 2х40	200	2	40	4,5	5 008,5	62,61	63	5,01	0,8	4,01	0,95	0,33	4,21	1,38	4,43
28	Слесарно-сборочный цех	4 214	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	45 505,8	113,76	114	45,51	0,95	43,23	0,92	0,43	45,39	19,34	49,34
29	Заготовительный цех	2 286	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	24 684,8	35,26	35	24,68	0,95	23,45	0,92	0,43	24,62	10,49	26,76
30	Инструментальный цех	2 200	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	23 760,0	33,94	34	23,76	0,95	22,57	0,92	0,43	23,70	10,10	25,76
31	Столярный цех	1 570	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	16 950,6	24,22	24	16,95	0,95	16,10	0,92	0,43	16,91	7,20	18,38
32	Участок сборки и испытания готовой продукции	2 010	УПД ДРЛ 700	200	1	700	5,4	21 708,0	31,01	31	21,71	0,95	20,62	0,92	0,43	21,65	9,22	23,54
33	Склад готовой продукции	1 938	УПД ДРЛ 400	50	1	400	5,4	5 231,3	13,08	13	5,23	0,7	3,66	0,95	0,33	3,84	1,26	4,05
	Итого															475,99	194,17	514,35

2.1.3 Расчет наружного освещения

Наружное освещение может выполняться как светильниками, так и прожекторами. Безусловных экономических преимуществ ни одна из этих систем не имеет.

Преимуществами прожекторного освещения являются: возможность освещения больших открытых площадей без установки на них опор и прокладки сетей, облегчение эксплуатаций за счет резкого снижения количества мест, требующих обслуживания. К недостаткам прожекторного освещения можно отнести: слепящее действие, большая пульсация освещенности, резкие тени от объектов.

При освещении светильниками лампы ДРЛ следует использовать для освещения основных транспортных дорог завода с нормой освещенности более 4 лк. Для охранного освещения должны применяться светильники с лампами накаливания.

Высота установки светильников выбирается с учетом требований ограничения слепящего действия. Экономически целесообразным является увеличение высоты. Традиционная высота установки колеблется от 6 до 10 м. Выбираем 8 м.Для охранного освещения выбираем светильники - СПП 200М с лампами Б200-220 [3, табл. 9-1].Расстояние между светильниками выбранного типа определяется расчетом. Вначале определяют световой поток, который необходим для обеспечения требуемой освещенности по формуле:

где L - нормированная яркость (для территории завода 0,4 кд/м², для охранного освещения 0,05 кд/м²), k- коэффициент запаса, _L - коэффициент использования по яркости для выбранного светильника, с учетом условий установки [3, табл. 9-3] ()

Далее определяется площадь, которую способен осветить выбранный светильник:

где Ф_св - световой поток от лампы в светильнике (2450 лм.)

Для охранного освещения выбранные светильники следует устанавливать на расстоянии 50 м. Суммарная длина охранной зоны завода составляет 1141 м. Следовательно, для освещения потребуется 23 светильника. Для наружного освещения транспортных дорог завода выбираем [3, табл. 9-1] светильник СЗП-500М с широкой симметричной кривой светораспределения. В светильники устанавливаем лампы Г500-220. Световой поток от лампы в светильнике 8300 лм. Устанавливаем светильники в наиболее оживленных местах движения (перекрестки) и на подъездах к цехам. Следовательно для освещения дорог потребуется 35 светильников.

Суммарная мощность наружного освещения:

cos ц =1, k_c =1,S=22,1 кВА1.1.4

Определение суммарной нагрузки завода

Суммарную нагрузку цехов и всего предприятия в целом находят путем простого арифметического сложения соответствующих значений активной и реактивной силовой и осветительной нагрузки. После определяют полную суммарную мощность.

Суммарные нагрузки всего предприятия используют в дальнейших расчетах. Результаты сложения сводим в таблицу:

Таблица 18

Суммарные нагрузки с учетом освещения

№п.п.	Наименование	P(кВт)	Q(кВАр)	S(кВА)
1	Админ. корпус 2 этажа	119,37	68,05	137,41
2	Инженер. корпус 4 этажа	114,32	37,58	120,34
3	Гараж №1	76,18	86,18	115,02
4	Гараж №2	15,50	17,70	23,53
5	Гальванический цех	500,76	580,06	766,31
6	Компрессорная	683,57	510,87	853,38
	2 АД 630/10	1 134,00	850,50	1 417,50
7	Склад №1	14,09	20,20	24,63
8	Склад №2	13,12	18,70	22,84
9	Склад №3	16,22	23,30	28,39
10	Склад №4	3,05	4,03	5,05
11	Склад №5	9,92	14,61	17,66
12	Винило-сборочный участок	676,77	769,48	1 024,75
13	Грузовая проходная	8,74	5,91	10,54
14	РМУ	56,38	59,88	82,25
15	Литейный цех	317,40	317,34	448,83
16	Диспетчерская	3,98	5,03	6,41
17	Бытовые помещения 2 этажа	109,58	78,48	134,79
18	Механический цех	432,61	431,72	611,18
19	Стенд испытания кругов	11,53	13,12	17,46
	Цех №1
20	Механо-сборочный цех	803,06	778,72	1 118,62
21	Бытовые помещения 3этажа	103,04	71,28	125,29
	Цех №2
22	Сварочно-сборочный цех	632,75	687,00	933,99
23	Бытовые помещения 2 этажа	45,39	28,19	53,43
24	Участок футеровки	175,76	193,48	261,39
25	Покрасочный участок	65,13	68,99	94,87
26	Дробеструйный участок	231,30	140,87	270,82
	Цех №3
27	Бытовые помещения 1 этаж	21,61	12,17	24,80
28	Слесарно-сборочный цех	907,79	899,16	1 277,72
29	Заготовительный цех	208,37	225,32	306,90
	Продолжение таблицы 18
30	Инструментальный цех	804,50	806,67	1 139,27
31	Столярный цех	345,41	445,20	563,48
32	Участок сборки и испытания готовой продукции	239,15	299,22	383,05
33	Склад готовой продукции	23,94	31,79	39,80
Охранное освещение:	4,6
Наружное освещение:	17,5
Итог по заводу:	8 946,39	8 600,78	12 410,13

2.2 Картограмма электрических нагрузок завода

Подстанция (главная понизительная ГПП, главная распределительная - ГРП, цеховая трансформаторная ТП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения промышленного предприятия. Поэтому оптимальное размещение подстанций на территории промышленного предприятия - важнейший вопрос при построении рациональных схем электроснабжения.

ГПП предназначена для приема электроэнергии от энергосистемы, преобразования ее в энергию пониженного напряжения и распределения по территории промышленного предприятия. Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план наносят картограмму нагрузок, позволяющую наглядно представить распределение электрических нагрузок на территории предприятия.

Картограмма нагрузок предприятия представляет собой размещенные по генеральному плану окружности, площади которых в выбранном масштабе равны расчетной нагрузке соответствующих цехов

,



где P_i - активная мощность i-го цеха, кВт;r_i - радиус окружности, м;m - масштаб, кВт/м².

Откуда

Каждый круг разделяют на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам. Тогда картограмма дает представление не только о значении нагрузок, но и об их структуре. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах рассчитывают по формуле:

,

где Р_осв - активная мощность осветительной нагрузки (кВт);

Р - суммарная мощность (кВт).

2.3 Определение центра электрических нагрузок

Для каждого здания наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром электрических нагрузок (ЦЭН) здания, который в свою очередь является символическим центром потребления электрической энергии здания. Нагрузки цеха считают равномерно распределенными по площади цеха. Поэтому ЦЭН принимают совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане.

Проводя аналогию между массами и электрическими нагрузками цехов P_i и Q_i, координаты их центра определяют в соответствии со следующими формулами: активный ЦЭН

;,

реактивный ЦЭН

;,

где , координаты центра активных нагрузок по осям;, координаты центра реактивных нагрузок по осям;x_i, y_i - координаты i-той нагрузки;P_i, Q_i - i-тая активная и реактивная нагрузка соответственно.

Для расчета принимаем m = 0,2 (кВт/м²).Данные для определения ЦЭН и построения картограммы нагрузок сводим в таблицу:

Таблица 19

Картограмма электрических нагрузок

№ п.п.	Наименование	P(кВт)	Q(кВАр)	x(м)	y(м)	r(м)	бo
1	Админ. корпус 2 этажа	119,37	68,05	603	253	13,784	61,443
2	Инженер. корпус 4 этажа	114,32	37,58	631	136	13,489	41,327
3	Гараж №1	76,18	86,18	433	333	11,011	18,328
4	Гараж №2	15,50	17,70	476,5	400,5	4,968	11,725
5	Гальванический цех	500,76	580,06	583	410,5	28,231	5,218
6	Компрессорная	683,57	510,87	45,75	414	32,984	2,932
7	Склад №1	14,09	20,20	502	410,5	4,735	27,776
8	Склад №2	13,12	18,70	530,5	410,5	4,569	30,643
9	Склад №3	16,22	23,30	432,5	383	5,081	27,104
10	Склад №4	3,05	4,03	430	411	2,203	64,794
11	Склад №5	9,92	14,61	407,5	447,5	3,974	15,351
12	Винило-сборочный участок	676,77	769,48	263	311,5	32,820	15,569
13	Грузовая проходная	8,74	5,91	639	368	3,729	63,312
14	РМУ	56,38	59,88	238	390	9,473	45,847
15	Литейный цех	317,40	317,34	50,25	334	22,476	12,365
16	Диспетчерская	3,98	5,03	665	321	2,518	25,656
17	Бытовые помещения 2 этажа	109,58	78,48	337	390	13,206	28,836
18	Механический цех	432,61	431,72	288,5	390	26,240	13,492
19	Стенд испытания кругов	11,53	13,12	476,5	418	4,283	13,283
	Цех №1
20	Механо-сборочный цех	803,06	778,72	336	102,8	35,751	30,599
21	Бытовые помещения 3этажа	103,04	71,28	366	21,25	12,806	49,738
	Цех №2
22	Сварочно-сборочный цех	632,75	687,00	99,5	129,8	31,734	40,393
23	Бытовые помещения 2 этажа	45,39	28,19	76,5	30,25	8,500	110,173
24	Участок футировки	175,76	193,48	75	236,8	16,725	33,099
25	Покрасочный участок	65,13	68,99	24,5	179,3	10,181	53,214
26	Дробеструйный участок	231,30	140,87	24,5	92,25	19,187	19,924
	Цех №3
27	Бытовые помещения 1 этаж	21,61	12,17	498	71,75	5,864	70,096
28	Слесарно-сборочный цех	907,79	899,16	498	120,8	38,011	18,001
29	Заготовительный цех	208,37	225,32	416	119,8	18,211	42,541
30	Инструментальный цех	804,50	806,67	130,5	371	35,783	10,606
31	Столярный цех	345,41	445,20	492,8	237	23,447	17,623
32	Участок сборки и испытания готовой продукции	239,15	299,22	205,8	263,5	19,510	32,596
33	Склад готовой продукции	23,94	31,79	228,5	22,5	6,173	57,807

Заводскую ГПП размещают вблизи центра активных электрических нагрузок, что сокращает протяженность, стоимость и потери в питающих и распределительных сетях электроснабжения предприятия.

2.4 Компенсация реактивной мощности

Большая часть приемников в процессе работы потребляет из сети помимо активной мощности реактивную. Передача значительного количества реактивной мощности по линиям через трансформаторы системы электроснабжения невыгодна из-за возникновения дополнительных потерь активной мощности и энергии во всех ее элементах, а также из-за возникновения дополнительных потерь напряжения.

Оптимальную величину коэффициента мощности на предприятии получают путем компенсации реактивной мощности как естественными мерами (за счет улучшения режимов работы приемников), так и за счет установки компенсирующих устройств в соответствующих точках системы электроснабжения.

Мощность компенсирующего устройства Q_к определяют как разность между реактивной нагрузкой предприятия Q и предельной реактивной мощностью, предоставляемой предприятию энергосистемой по условию режима его работы Q_э

,

где тангенс угла, отвечающий установленным предприятием условиям получения мощности. Компенсирующие устройства устанавливают на стороне 10 кВ предприятия.

Для данного предприятия коэффициент мощности , откуда

,

,

,

.

Тогда по формуле (50) получим:

Выбираем компенсирующую установку УКЛ-10,5-2400 УЗ [8, таблица 3.239].

Реактивная мощность после компенсации:

(кВАр)

где n - количество конденсаторных установок.

Полная мощность завода после компенсации:

2.5 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

Для рационального построения схемы электроснабжения предприятия существенное значение имеет правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности трансформаторов как для главных, так и для цеховых подстанций.

Выбор числа трансформаторов, типа и схемы питания подстанций обусловлен величиной и характером электрических нагрузок, размещением нагрузок на генплане предприятия, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Кроме того, следует учитывать конфигурацию производственных помещений, расположение технологического оборудования, условие окружающей среды, условие охлаждения, требования пожарной и электрической безопасности, тип применяемого оборудования.

Надежность электроснабжения предприятия, цехов достигается за счет применения двухтрансформаторных подстанций (при преобладании потребителей первой и второй категории), которые, как правило, работают раздельно. При этом соблюдается условие, что при аварии одного из трансформаторов, второй обеспечивает потребляемую мощность полностью или с некоторым ограничением.

В практике проектирования при выборе трансформаторов: стремятся к возможно большей однотипности трансформаторов и оборудования трансформаторных подстанций (ТП) на всем предприятии в целом; производят выбор фундамента или камеры с учетом возможности установки в будущем более мощного трансформатора; предусматривают работу трансформаторов на цеховых и главных ТП раздельной.

Для электроснабжения потребителей применяем комплексные трансформаторные подстанции (КТП) с трансформаторами серии ТМ.

Для увеличения эффективности электроснабжения цехов предприятия, повышения управляемости электроснабжения, уменьшения расходов на покупку оборудования снабжения электроэнергией некоторых цехов осуществляем от одной цеховой ТП.

ТП №1 - гараж №1, гараж №2, гальванический цех, диспетчерская, склад №1, склад №2, склад №3, склад №4, склад №5, грузовая проходная, стенд испытания кругов;

ТП №2 - сварочно-сборочный цех, бытовые помещения (2 цех);

ТП №3 - механо-сборочный цех, бытовые помещения (1 цех), заготовительный цех;

ТП №4 - административная корпус, инженерный корпус, столярный цех;

ТП №5 - слесарно-сборочный цех, бытовые помещения (3 цех);

ТП№6 - РМУ, механический цех, бытовые помещения;

ТП №7 - компрессорная, литейный цех;

ТП №8 - инструментальный цех;

ТП №9 - винило-сборочный участок, участок сборки и испытания готовой продукции, склад готовой продукции;

ТП №10 - участок футеровки, покрасочный участок, дробеструйный участок



Таблица 20

Распределение объектов по ТП

№ТП	№ по плану	Наименование объекта	Суммарные нагрузки
			P(кВт)	Q(кВАр)	S(кВА)
1	3,4, 5, 7, 8, 9, 10, 11, 13, 16, 19	гараж №1, гараж №2, гальванический цех, диспетчерская, склад №1, склад №2, склад №3, склад №4, склад №5, грузовая проходная, стенд испытания кругов	673,08	788,82	1 037,85
2	22,23	сварочно-сборочный цех, бытовые помещения (2 цех)	678,14	715,19	987,43
3	20,21, 29	механо-сборочный цех, бытовые помещения (1 цех), заготовительный цех	1114,47	1075,32	1550,81
4	1, 2, 31	административная корпус, инженерный корпус, столярный цех	579,11	550,83	821,23
5	27, 28	слесарно-сборочный цех, бытовые помещения (3 цех)	929,40	911,33	1302,52
6	14, 17, 18	РМУ, механический цех, бытовые помещения	598,57	570,09	828,21
7	6, 15	компрессорная, литейный цех	1000,97	828,21	1302,21
8	30	инструментальный цех	804,50	806,67	1139,27
9	12, 32, 33	винило-сборочный участок, участок сборки и испытания готовой продукции, склад готовой продукции	939,87	1100,49	1447,60
10	24, 25, 26	участок футировки, покрасочный участок, дробеструйный участок	472,19	403,33	627,08

Мощность трансформатора ТП находят по формуле:

,

где S_тр - полная мощность трансформатора,

кВА;S_п - передаваемая мощность,

кВА;n - количество трансформаторов на ТП;

К_З - коэффициент загрузки.

При проектировании электроснабжения промышленных предприятий применяют следующие коэффициенты загрузки:

при преобладании нагрузок I категории ;

при преобладании нагрузок II категории ;

при нагрузках III категории .

Для примера рассмотрим выбор трансформаторов для ТП №3.

Из таблицы 1 группа по надежности электроснабжения четырёх потребителей, питаемых от данной ТП - III. Следовательно, на ТП №1 применяем один источник питания.

По таблице 4 находим полную передаваемую мощность ТП №3.

Мощность двух трансформаторов ТП №1 по формуле (33) равна:

Выбираем трансформатора ТМ 1000 [6, Кн. 2, таблица 29-1. Уточняем фактический коэффициент загрузки трансформаторов ТП №3:

Подстанцию необходимо проверить на перегрузочную способность в аварийном режиме, если она питает потребителей I и II категории по надежности электроснабжения. Перегрузочная способность - это способность оставшегося в работе трансформатора, при выходе из строя другого, выдержать необходимое время требуемую перегрузку. Коэффициент перегрузки вычисляют следующим образом:

Если условие выполняется, следовательно, выбранные трансформаторы подходят для установки.

Выбор трансформаторов и их проверка для других ТП проводим аналогично. Результаты расчета и параметры трансформаторов сводим в таблицу.

Таблица 21

Число, тип, мощность и параметры силовых трансформаторов.

№	Кат. над.	S расч. (кВА)	Nт	Sт (кВА)	Тип тр-ра	Uвн /Uнн	Pхх (кВт)	Pкз (кВт)	Iхх (%)	Uкз (%)	Kз	Kпер
1	II	1 037,85	2	630	ТМ-630/0,4	10/0,4	1,25	7,6	1,7	5,5	0,82	1,65
2	II	987,43	2	630	ТМ-630/0,4	10/0,4	1,25	7,6	1,7	5,5	0,78	1,57
3	III	1 550,81	1	1 600	ТМ-1600/0,4	10/0,4	2,35	18	1,3	6,5	0,97	0,97
4	III	821,23	1	1 000	ТМ-1000/0,4	10/0,4	1,9	11,6	1,7	5,5	0,82	0,82
5	III	1 302,52	1	1 600	ТМ-1600/0,4	10/0,4	2,35	18	1,3	6,5	0,81	0,81
6	III	828,21	1	1 000	ТМ-1000/0,4	10/0,4	1,9	11,6	1,7	5,5	0,83	0,83
7	II	1 302,21	2	1 000	ТМ-1000/0,4	10/0,4	1,9	11,6	1,7	5,5	0,65	1,30
8	III	1 139,27	1	1 600	ТМ-1600/0,4	10/0,4	2,35	18	1,3	6,5	0,71	0,71
9	III	1 447,60	1	1 600	ТМ-1600/0,4	10/0,4	2,35	18	1,3	6,5	0,90	0,90
10	II	627,08	2	400	ТМ-400/0,4	10/0,4	0,83	5,5	2,1	4,5	0,78	1,57

Расчет потерь мощности в трансформаторах. Потери мощности в трансформаторах слагаются из потерь активной и реактивной мощности. Потери активной мощности состоят, в свою очередь, из потерь на нагрев обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки, и потерь нагревания в стали, не зависящих от тока нагрузки. Потери активной мощности выражают следующей формулой:

,

где потери мощности короткого замыкания трансформатора (потери в обмотках) при номинальной нагрузке, кВт;

потери мощности холостого хода трансформатора (потери в стали), кВт;

К_З - коэффициент загрузки трансформатора,n - количество трансформаторов.

Потери реактивной мощности также слагаются из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и зависящих от квадрата тока нагрузки, и потерь на намагничивание трансформатора, не зависящих от тока нагрузки и определяемых током холостого хода I_хх. Потери реактивной мощности определяют из следующего выражения:

,

где потери реактивной мощности в трансформаторе, кВАр;

потери реактивной мощности в трансформаторе при холостом ходе потери на перемагничивание), кВАр;

потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке, кВАр.

В свою очередь:

,

где S_{тр. н} - номинальная мощность трансформатора, кВА;I_хх - холостой ток трансформатора, %.

,



где U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %. Для примера рассмотрим расчет потерь мощности в трансформаторе ТП №6. Согласно таблице 7:

S_{тр. н} = 1000 кВА, К_З = 0,83, , , , .

Тогда получаем:

Мощность с учетом потерь мощности в трансформаторах, необходимую для дальнейших расчетов (например, при выборе кабельных линий) определяют следующим образом:

,

где Р_п - активная мощность с учетом потерь мощности в трансформаторах, передаваемая по кабельной линии, кВт;

Р - активная мощность согласно таблице 4, кВт.

Аналогично находят реактивная мощность, передаваемая по кабельной линии (КЛ):

,

Полную мощность рассчитывают по формуле:



Для ТП №6:

Для остальных ТП расчет потерь мощности, а также мощностей, передаваемых по КЛ, определяем аналогично. Результаты расчета сводим в таблицу:

Таблица 22

Потери мощности в трансформаторе и мощности, передаваемые по КЛ

№	Pрасч (кВт)	Qрасч. (кВАр)	ДPт (кВт)	Qхх (кВАр)	Qн (кВАр)	ДQт (кВАр)	Pп (кВт)	Qп (кВАр)	Sп (кВА)
1	673,08	788,82	5,08	10,71	34,65	33,17	678,16	822,00	1 065,64
2	678,14	715,19	4,83	10,71	34,65	32,06	682,97	747,25	1 012,34
3	1 114,47	1 075,32	19,26	20,8	104	118,50	1 133,73	1 193,82	1 646,37
4	579,11	550,83	9,72	17	55	54,09	588,83	604,92	844,19
5	929,40	911,33	14,28	20,8	104	89,72	943,68	1 001,05	1 375,73
6	598,57	570,09	9,86	17	55	54,73	608,43	624,81	872,11
7	1 000,97	828,21	6,26	17	55	45,66	1 007,23	873,87	1 333,47
8	804,50	806,67	11,48	20,8	104	73,53	815,98	880,20	1 200,24
9	939,87	1 100,49	17,08	20,8	104	105,93	956,95	1 206,42	1 539,87
10	472,19	403,33	3,35	8,4	18	22,33	475,54	425,66	638,22

2.6 Компенсация реактивной мощности РП

Приемники и преобразователи электроэнергии, имеющие в конструкции обмотки (электродвигатели, трансформаторы и др.), потребляют не только активную мощность, но и реактивную. При передаче по элементам системы электроснабжения реактивной мощности (РМ), объективно необходимой для преобразования электроэнергии, в них возникают потери активной мощности, за которые расплачивается предприятие-потребитель. Альтернативой дополнительной плате за электроэнергию является установка в сети предприятия источников реактивной мощности (ИРМ). Компенсация реактивных нагрузок в сети потребителя позволяет:

снизить плату поставщику за потребленную электроэнергию;

уменьшить токовые нагрузки элементов системы электроснабжения (кабельных и воздушных линий, трансформаторов), обеспечив возможность расширения производства;

улучшить качество электроэнергии за счет уменьшения отклонений напряжения от номинального значения.

Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой, то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности напряжение в сети понижается.

Компенсация реактивных нагрузок может осуществляться за счет перевозбуждения имеющихся синхронных электродвигателей (СД) напряжением 6-10 кВ или путем размещения в сети конденсаторных установок высокого (ВКБ) и низкого (НКБ) напряжения.

Мощность компенсирующего устройства Q_к определяют как разность между реактивной нагрузкой предприятия Q и предельной реактивной мощностью, предоставляемой предприятию энергосистемой по условию режима его работы Q_э:

,

где тангенс угла, отвечающий установленным предприятием условиям получения мощности.

Конденсаторные установки могут быть установлены как на ГПП, так и в сети 10 - 0,38 кВ. Мощность конденсатора пропорциональна его емкости и квадрату напряжения, поэтому удельная стоимость ВКБ оказывается примерно вдвое меньшей, чем НКБ. Однако постоянная составляющая затрат для ВКБ оказывается выше за счет большей стоимости подключения к сети. Для более точного выбора необходимо производить технико-экономические расчеты. Для данного расчета примем, что компенсирующие устройства установлены на стороне 10 кВ РП предприятия.

Определим полную суммарную нагрузку на РП:

P=2008,97 кВт

Q=1584,21 кВА

рS=2558,2 кВА

Для данного предприятия коэффициент мощности , откуда . Тогда:

Выбираем компенсирующую установку УКЛ(П)56-10,5-450 У3.Реактивная мощность после компенсации:

кВАр,

где n - количество конденсаторных установок. Полная мощность после компенсации:

кВА

2.7 Выбор сечения кабелей внутризаводского электроснабжения

Для передачи электрической энергии от трансформаторов ГПП до цеховых ТП на территории предприятия применяются кабельные линии (КЛ).Выбор оптимального сечения КЛ обеспечивает надежное электроснабжение, экономию цветных металлов, оптимальное соотношение цена-качество выбранного кабеля.

На первом этапе выбирают кабель по экономической плотности тока. Сечение кабеля находят по формуле:

,

где j_эк - экономическая плотность тока, А/мм²;

I_р - расчетный ток, протекающий по кабелю,

А.,

где S_п - передаваемая по кабелю полная мощность, кВА;

n - число параллельно работающих КЛ;

U_н - номинальное напряжение, кВ.

После нахождения F_эк значение найденного сечения округляют до ближайшего стандартного. Закончив выбор кабеля, обязательно производят его проверку по длительно допустимому току, допустимой перегрузке и потерям напряжения.

Для прокладки кабельных сетей по территории завода применяем кабель марки для сетей выше 1 кВ.

КЛ прокладываем в воздухе и по стенам зданий на специальных конструкциях.

Для примера рассмотрим выбор КЛ от ГПП к ТП №1.Из таблицы 8 передаваемая к ТП №4 мощность .

Расчетный ток:



Сечение кабеля по экономической плотности тока j_эк = 1,6 А/мм² [1, таблица 1.3.36] при годовом числе часов использования максимальной нагрузки T_max, более 3000 и менее 5000 часов для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами для промышленных предприятий, работающих в одну смены

T_max = 1500 (ч/год).

Исходя из электродинамической стойкости принимаем F = 70 (мм²).1) Из таблицы 1.3.18 [11] для выбранного сечения длительно допустимый ток

I_дд = 130 (А).

следовательно, кабель проходит по длительно допустимому току.2) Проверяем кабель по допустимой перегрузке на период ликвидации послеаварийного режима. Находим для этого коэффициент предварительной загрузки (только для двухтрансформаторных ТП):

Исходя из k_З, по таблице 1.3.2 [11] определяют коэффициент допустимой перегрузки на период ликвидации послеаварийного режима при длительности максимума 6 часов: k_д = 1,25.Должно выполнятся следующее условие:

следовательно, выбранный кабель проходит по допустимой перегрузке.

3) Проверяем кабель по потерям напряжения в нормальном и аварийном режимах. В нормальном:

,

где P_п, Q_п - передаваемая по кабелю активная (кВт) и реактивная (кВАр) мощности соответственно;

r₀, x₀ - активное и реактивное сопротивление соответственно (Ом/км);

L - длина линии (м);

U_н - номинальное напряжение (кВ).Потеря напряжения в процентах:

Должно выполнятся следующее условие:

, где .

Проверку в аварийном режиме осуществляют аналогично, учитывая, что , т.к. передаваемая мощность увеличивается.

Для КЛ от ГПП к ТП №4 r₀ = 0,447 (Ом/км), x₀ = 0,0612 (Ом/км) [7, таблица 6.80], L =181(м) [таблица 9 ПЗ].

Потери напряжения в нормальном режиме:



(В);

Потери напряжения в аварийном режиме:

Следовательно, кабель проходит по потере напряжения. Выбор и проверку остальных КЛ от ГПП до ТП проводим аналогично. Результаты расчета и параметры КЛ сводим в таблицу:

2.8 Расчет потерь в кабельных линиях

Электрический ток, проходя по КЛ, вызывает потери мощности на нагрев. Потери мощности должны быть компенсированы генераторами электростанций. Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный характер, и поэтому потери мощности в линиях будут изменяться с изменением нагрузки.

Потери мощности в линии слагаются из потерь активной и реактивной мощности: активные потери:

,

где r₀ - активное сопротивление линии, Ом/км; L - длина линии, км;

U_ном - номинальное напряжение линии, кВ реактивные потери:

,

где Р_п, Q_п - передаваемая по кабелю активная (кВт) и реактивная (кВАр) мощности соответственно; x₀ - реактивное сопротивление линии, Ом/км

Таблица 23

Результаты расчёта по выбору КЛ 10 кВ и их параметры

Кабельная линия	№ ТП	№ КЛ	Sп (кВА)	n	Iр (А)	Fэк (мм2)	F (мм2)	Iдд (А)	Kпер.	R0 (мОм/м)	X0 (мОм/м)	L (м)	ДU (В)	ДU (%)	ДUа (%)
от ГПП до	ТП1	КЛ 1	1 065,64	2	30,76	21,97	70	130	0,47	0,447	0,0612	26	0,92	0,01	-
	ТП2	КЛ 2	1 012,34	2	29,22	20,87	70	130	0,45	0,447	0,0612	366	12,85	0,13	-
	ТП3	КЛ 3	1 646,37	1	95,05	67,90	70	130	-	0,447	0,0612	266	15,42	0,15	-
	ТП4	КЛ 4	844,19	1	50,66	34,81	70	130	-	0,447	0,0612	181	5,43	0,05	-
	ТП5	КЛ 5	1 375,73	1	79,43	56,73	70	130	-	0,447	0,0612	228,5	11,04	0,11	-
	ТП6	КЛ 6	872,11	1	50,35	35,97	70	130	-	0,447	0,0612	194	6,02	0,06	-
	ТП8	КЛ 8	1 200,24	1	69,3	49,50	70	130	-	0,447	0,0612	241	10,09	0,10	-
	ТП9	КЛ 9	1 539,87	1	88,9	63,50	70	130	-	0,447	0,0612	271	13,59	0,14	-
	ТП10	КЛ 10	638,22	2	18,42	13,16	70	130	0,28	0,447	0,0612	421	10,05	0,10	-
	РП	КЛ 11	2 122,29	2	61,27	43,76	70	130	0,94	0,447	0,0612	293,5	27,59	0,28	-
от РП до	ТП7	КЛ 7	1 333,47	2	38,49	27,50	70	130	0,59	0,447	0,0612	20	1,01	0,01	-
	АД1	КЛ 12	630	1	41,57	25,98	70	130	-	0,447	0,0612	10	140	3,59	-
	АД2	КЛ 13	630	1	41,57	25,98	70	130	-	0,447	0,0612	10	140	3,59	-

Для примера рассмотрим расчет потерь в кабельной линии КЛ3:

r₀ = 0,447 (Ом/км),

₀ = 0,0612(Ом/км),

L = 266 (м).

3,22 (кВт);

0,44 (кВАр).

Расчет потерь для других КЛ аналогичен. Данные расчета сводим в таблицу 10.Общую суммарную нагрузку предприятия определяют путем арифметического сложения соответствующих значений активной и реактивной нагрузок, передаваемых по КЛ, с активными и реактивными потерями в этих линиях.

Таблица 24

Потребители мощности в кабельных линиях

№ КЛ	ДP (кВт)	ДQ (кВАр)	ДS (кВА)	Pп (кВт)	Qп (кВАр)	Sп (кВА)
КЛ 1	0,13	0,02	0,13	678,29	822,02	1 065,74
КЛ 2	1,68	0,23	1,69	684,65	747,48	1 013,64
КЛ 3	3,22	0,44	3,25	1 136,95	1 194,26	1 648,91
КЛ 4	0,58	0,08	0,58	589,41	605,00	844,65
КЛ 5	1,93	0,26	1,95	945,61	1 001,31	1 377,25
КЛ 6	0,66	0,09	0,67	609,09	624,90	872,63
КЛ 7	0,16	0,02	0,16	1 007,39	873,89	1 333,61
КЛ 8	1,55	0,21	1,57	817,53	880,41	1 201,45
КЛ 9	2,87	0,39	2,90	959,82	1 206,81	1 541,97
КЛ 10	0,77	0,10	0,77	476,30	425,77	638,86
КЛ 11	5,91	0,81	5,96	2 014,88	685,02	2 128,14
КЛ 12	0,32	0,04	0,33	504,32	514,23	720,26
КЛ 13	0,32	0,04	0,33	504,32	514,23	720,26
Итого:	8436,74	8984,46	11620,11

2.9 Корректировка расчетной нагрузки

Для уточнения расчётных нагрузок необходим расчёт потерь мощности в трансформаторах. Ввиду малой мощности потерь, по сравнению с электрической нагрузкой, их определят приближённым методом. Погрешности таких методов считают приемлемыми при 30 и даже 50%. Так потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах и преобразователях определяют по формулам:

,,

где k_P и k_Q - коэффициенты потерь.

S_P - расчётная полная нагрузка.

Коэффициенты этой формулы для всех силовых трансформаторов независимо от их номинальных мощностей, напряжений их КПД считают равными: k_P=0,02 (кВт/ВА), k_Q=0,1 (кВАр/ВА).

По формулам определяют потери активной и реактивной мощностей. С учётом полученных потерь уточняется нагрузка.

,.

Вычисляется полная мощность. По полученным нагрузкам уточняем коэффициент мощности

.,

,

,

,

,



2.10 Технико-экономический расчет схемы внешнего электроснабжения

От выбора схемы электроснабжения зависят капитальные и эксплуатационные расходы, а также надежность электроснабжения.

Завод низковольтного оборудования содержит потребителей II-ой и III-ей категории, поэтому питание необходимо обеспечить от двух независимых источников питания. При выборе схемы будем пользоваться только стандартными значениями напряжений и стандартными аппаратами.

Питание электроэнергией предприятия осуществляется от внешнего источника электроснабжения. Напряжение трансформируется на ГПП предприятия.

Рассмотрим два варианта внешнего электроснабжения:1. По схеме с напряжением энергосистемы 110 кВ.2. По схеме с напряжением энергосистемы 35 кВ.

Вариант 1. Длина линии 8,9 км. Количество параллельных линий: n = 2.

Экономическая плотность тока: j_Э = 1,1 А/мм2 [1, таблица 1.3.36].

Передаваемая мощность: S_П = 9720,28 (кВА).

Ток в линиях в нормальном режиме в общем виде:

(37)

Экономическое сечение провода:

Принимаем по условиям механической прочности F = 70 мм² (провод марки АС-70/11). Длительно-допустимые тока нагрузки для выбранных по экономической плотности тока проводов I_Д.Д = 265 А [1, таблица 1.3.29].

Линию выполняем на железобетонных проходных и стальных анкерно-угловых опорах [2, стр. 381-382].

Таблица 24

Опоры ЛЭП на напряжение 110кВ

Тип	Проходные	Анкерно-угловые
Шифр	ПП 110-1	У 110-1-9
Условное обозначение	П-1Ц-ЖБ-С	АУ-1Ц-СТ-С

Удельная стоимость такой линии для III района по гололеду:

К_л.уд = 752,15 (тыс. руб./км).

Тогда на всю линию потребуется:

К_л = 752,15 8,9 ·2 = 13388,27 (тыс. руб.)

На территории завода устанавливаем КТПБ-110/10-4-2Х6300-34У1 [5, стр. 593]. Подстанция укомплектована на заводе-изготовителе двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. При расчетной нагрузке в 9720,28 кВА устанавливаем два трансформатора по 6300 кВА.

Технические данные трансформатора: ТМН-6300/110, мощность 6300 кВА, напряжение 110/10, потери мощности холостого хода 10 кВт и короткого замыкания 44 кВт, ток холостого хода 1%, цена 5000 тыс. рублей.

Коэффициент загрузки трансформаторов при расчетной мощности:

в аварийном режиме (работает только один трансформатор ГПП) перегрузка составит 54%:



учитывая, что S_П - максимальная мощность, определяется в получасовом интервале суточного графика нагрузки завода, то выбранный трансформатор можно принять для электроснабжения данного предприятия

Строительство КТП с данными трансформаторами:

К_тп = 40059,12 тыс. руб (составляется из элементов КТПБ по прейскуранту №15-05).

Подстанцию необходимо доукомплектовать двумя короткозамыкателями и четырьмя разъединителями.

Блок разъединителя Б-10-3/2 с разъединителем РНДЗ-2-110/100 стоит 20,6 тыс. рублей (4 блока - 82,4 тыс. рублей).

Блок короткозамыкателя и разрядника Б-110-1К с короткозамыкателем КЗ-110Б-1У стоит 8 тыс. рублей (2 блока - 16 тыс. рублей).

Тогда капитальные затраты на п/ст:

К_п/с = 40059,12 + 82,4 + 16 = 40157,52 тыс. руб.

Суммарные капитальные затраты:

К_У = К_л + К_п/с = 13388,27 + 40157,52 = 53447,39 тыс. руб.

Эксплуатационные расходы определяем по формуле:

где C_П - стоимость потерь в течении года;

C_А - суммарные годовые отчисления на амортизацию и эксплуатационные затраты.

Потери в линии определяются по удельным потерям, которые для принятого провода АС-70/11 составляют P_н.1км = 7,5 (кВт/км) [11, стр. 56]

Коэффициент загрузки линии:

K_з=S_р/S_дл.доп,

где S_дл.доп = v3 ·U · I_Д.Д = 1,73 · 110 · 265 = 50429,5 (кВА)

K_з= 0,25

Потери в линии:

P_л = N l P_н.1км K²_з = 2 · 8,9 · 7,5 · 0,25² = 8,12 (кВт)

Определим потери в трансформаторах подстанции.

Реактивные потери холостого хода:

ДQ_хх = I_хх•S_{ном тр} / 100 = 1•6300 / 100= 63 (кВАр)

Реактивные потери короткого замыкания:

ДQ_кз = U_кз • S_{ном тр} / 100 = 10,5•6300 / 100= 661,5 (кВАр)

Приведенные потери активной мощности:

К.з.: ДР_кз.р = ДР_кз + К_эк · ДQ_кз = 44 + 0,33 · 661,5 = 262,30 (кВт)

Х.х: ДР_хх.р = ДР_хх + К_эк · ДQ_хх = 10 + 0,33 · 63= 30,79 (кВт),

где К_эк - отношение мощностей [кВт] и [кВАр].

Полные потери в трансформаторах:

ДР_т = 2 · (ДР_хх.р +К²з · ДР_кз.р) = 2 · (30,79+ 0,71 ² · 262,30) = 118,71 (кВт)

Суммарные потери в линиях и трансформаторах:

ДР_У = ДР_т + ДР_л = 118,71 + 8,01 = 126,83 (кВт)

Стоимость потери 1 (кВт.ч) электроэнергии при T_MAX = 2250 часов [7, таблица 6.30] составляет с_Э = 1,73 руб.

Тогда при условии, что Т_и = 6400 часов стоимость потерь определяется:

Стоимость потерь электроэнергии определяется:

Определяем общие и амортизационные затраты.

Нормы амортизационных отчислений на ВЛ 35-150 кВ k_ВЛ = 2,8%, на подстанции k_П = 9,4 %.

Амортизационные выплаты:

Определяем годовые затраты:

Определяем суммарные затраты:

Вариант 2

Длина линии: L = 8,9 км. Количество параллельных линий: n = 2.

Экономическая плотность тока: j_Э = 1,1 А/мм2 [1, таблица 1.3.36].

Передаваемая мощность: S_П = 9 720,28 (кВА).

Ток в линии в нормальном режиме в общем виде:

Экономическое сечение провода:

Принимаем F = 95 мм² (провод марки АС-70/11). Длительно-допустимые тока нагрузки для выбранных по экономической плотности тока проводов I_Д.Д = 330 А [4, таблица 4.8].

Линию выполняем на железобетонных проходных и стальных анкерно-угловых опорах [2, стр. 381-382].

Таблица 25

Опоры ЛЭП на напряжение 35кВ

Тип	Проходные	Анкерно-угловые
Шифр	ПБ 35-1	У 35-3-3
Условное обозначение	П-1Ц-ЖБ-С	АУ-1Ц-СТ-С

Удельная стоимость такой линии для III района по гололеду: Кл.уд = 652,15 (тыс. руб./км).

Тогда на всю линию потребуется: Кл = 652,15 8,9 ·2 = 13 388,27 (тыс. руб.).

На территории завода устанавливаем КТПБ-35/10-11-2Х6300-34У1 [5, стр. 593]. Подстанция укомплектована на заводе-изготовителе выключателями в перемычке и отделителями в цепях трансформатора, следовательно, не требуется установка дополнительного оборудования. При расчетной нагрузке в 8963,63 кВА устанавливаем два трансформатора по 6300 кВА. электроснабжение силовой осветительный защита

Технические данные трансформатора: ТМНС-6300/35, мощность 6300 кВА, напряжение 35/10, потери мощности холостого хода 8 кВт и короткого замыкания 46,5 кВт, напряжение короткого замыкания 7,5%, ток холостого хода 0,8%, цена 4500 тыс. рублей.

Строительство КТП с данными трансформаторами: Ктп = 39 887,8 тыс. руб. (составляется из элементов КТПБ по прейскуранту №15-05).Суммарные капитальные затраты:

КУ = Кл + Кп/с = 13388,27 + 39887,8 = 53276,07 тыс. руб.

Эксплуатационные расходы определяем по формуле:

где CП - стоимость потерь в течении года;CА - суммарные годовые отчисления на амортизацию и эксплуатационные затраты.

Потери в линии определяются по удельным потерям, которые для принятого провода АС-95/16 составляют

Pн.1км = 7,5 (кВт/км) [11, стр. 56]Коэффициент загрузки линии:

Kз=Sр/Sдл.доп,

где Sдл.доп = v3 ·U · IД.Д = 1,73 · 35 · 330 = 971 568,34 (кВА)

Kз= 0,62

Потери в линии:

Pл = N l Pн.1км K²з = 2 · 8,9 · 7,5 · 0,62² = 51,75 (кВт)



Определим потери в трансформаторах подстанции.

Реактивные потери холостого хода:

ДQхх = Sном тр · Iхх / 100 = 6300 · 0,8 / 100 = 63 (кВАр)

Реактивные потери короткого замыкания:

ДQкз = Sном тр · Uкз / 100 = 6300 · 7,5 / 100 = 472,5 (кВАр)

Приведенные потери активной мощности:

К.з.: ДРкз.р = ДРкз + Кэк · ДQкз = 46,5 + 0,33 · 472,5 = 199,93 (кВт)

Х.х: ДРхх.р = ДРхх + Кэк · ДQхх = 8 + 0,33 · 63 = 30,79 (кВт),

где Кэк - отношение мощностей [кВт] и [кВАр].

Полные потери в трансформаторах:

ДРт = 2 · (ДРхх.р +К²з · ДРкз.р) = 2 · (30,79 + 0,77² · 199,93) = 105,12 (кВт)

Суммарные потери в линиях и трансформаторах:

ДРУ = ДРт + ДРл = 105,12 + 51,75= 156,87 кВт

Стоимость потери 1 кВт.ч электроэнергии при TMAX = 2250 часов [7, таблица 6.30] составляет сЭ = 1,73 руб.

Тогда при условии, что Ти = 6400 часов стоимость потерь определяется:

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Определяем общие и амортизационные затраты.

Нормы амортизационных отчислений на ВЛ 35-150 кВ kВЛ = 2,8%, на подстанции kП = 9,4 %.

Амортизационные выплаты:

Определяем годовые затраты:

Определяем суммарные затраты:

На основании технико-экономического расчетов принимаем первый вариант электроснабжения завода, т.к. он экономически более выгоден.

Таким образом, завод питается напряжением 110 кВ.2.11 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое непредусмотренное нормальными условиями работы замыкание между фазами, а в системах с заземленной нейтралью (или четырехпроводных) также замыкание одной или нескольких фаз на землю (или на нулевой провод).

Для выбора аппаратов и проводников, для определения воздействия на несущие конструкции при расчете токов КЗ исходят из следующих положений: все источники, питающие рассматриваемую точку, работают с номинальной нагрузкой; синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения;

КЗ наступает в момент времени, когда ток КЗ имеет максимальное значение;

электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе;

расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5% выше номинального напряжения сети.

Учитывают влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных двигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывают при:

а) единичной мощности электродвигателей 100 кВт, если электродвигатели отдалены от места КЗ одной ступенью трансформации;

б) любой мощности, если они отдалены от места КЗ двумя или более ступенями трансформации или если ток от них может поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые проходит основной ток КЗ от сети, которые имеют существенное сопротивление (линия, трансформаторы и т.д.).

Расчетная схема для определения токов КЗ представляет собой схему в однолинейном исполнении (рисунки 1, 2), в которую введены генераторы, компенсаторы, синхронные и асинхронные электродвигатели, оказывающие влияние на ток КЗ, а также элементы системы электроснабжения (линия, трансформаторы), связывающие источники электроэнергии с местом КЗ.

По расчетной схеме составляют схему замещения, в которой трансформаторные связи заменяют электрическими (рисунки 3, 4). Элементы системы электроснабжения (СЭС), связывающие источники электроэнергии с местом КЗ, вводят в схему замещения сопротивлениями, а источники электроэнергии - сопротивлениями и ЭДС. Сопротивления и ЭДС схемы замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения.

Расчет, как правило, проводят в базисных величинах.

Принимаем: полную базисную мощность Sб = 100 МВА; базисное напряжение первой ступени Uб1 = 115 кВ.Тогда базисный ток первой ступени:



Базисные напряжение и ток второй ступени:

;

Базисные напряжение и ток третьей ступени:

;

Сопротивления элементов схемы замещения СЭС на следующих этапах расчета определяют через базисные величины.

Находим сопротивления для основных элементов схемы замещения СЭС: системы, ВЛ, трансформаторов, КЛ.

Система сопротивление системы:

,

,

ЭДС системы:

2) Воздушная линия реактивное сопротивление ВЛ:

,

где х0 - удельное реактивное сопротивление ВЛ, Ом/км [5, таблица 83];

L - длина линии, км. активное сопротивление ВЛ:

,

где r0 - удельное активное сопротивление ВЛ, Ом/км. полное сопротивление ВЛ:

,



Найдем сопротивление в базисных величинах ВЛ

,

3)Трансформатор реактивное сопротивление трансформатора с учетом РПН:

,

,

где Uк min, Uк max - минимальное и максимальное напряжение короткого замыкания соответственно (%);

Sтр н - номинальная мощность трансформатора (МВА);

Uн min, Uн max - номинальное минимальное и максимальное напряжение трансформатора, кВ. активное сопротивление трансформатора без РПН:

,

где Рк - мощность короткого замыкания, МВт. полное сопротивление трансформатора:

,

Рассчитаем параметры схемы замещения трансформатора Т1 ГПП.

Uк min = 6,8%; Uк max = 8,2%; Uн min = 92,378 (кВ); Uн max = 127,622 (кВ);

Sтр н = 6,3 (МВА).

;

0,696; 1,603.

4) Кабельная линия реактивное сопротивление:

,

где хКЛ - реактивное сопротивление КЛ, Ом; активное сопротивление:

,

где rКЛ - активное сопротивление КЛ, Ом. полное сопротивление КЛ:

,

Найдем сопротивление КЛ1 в базисных величинах.

,

, .

Перевод параметров схемы замещения остальных элементов СЭС проводим аналогично. Результаты сводим в таблицу 26 и 27.

Таблица 26

Параметры схемы замещения

Элемент	E	R	Xmin	Xmax	Zmin	Zmax
Система	1,0522		0,0227	0,0318	0,0227	0,0318
ВЛ		0,046	0,093	0,104
ГПП (Т1, Т2)			0,696	1,603	0,696	1,603
КЛ 1		0,105	0,014	0,106
КЛ 2		1,484	0,203	1,498
КЛ 3		1,078	0,148	1,089
КЛ 4		0,734	0,100	0,741
КЛ 5		0,926	0,127	0,935
КЛ 6		0,787	0,108	0,794
КЛ 7		0,081	0,011	0,082
КЛ 8		0,977	0,134	0,986
КЛ 9		1,099	0,150	1,109
КЛ 10		1,707	0,234	1,723
КЛ 11		1,190	0,163	1,201
АД1	1,063		0,21	0,21
АД2	1,063		0,21	0,21

Таблица 27

Сопротивления трансформаторов

№	Uк (%)	S (кВА)	R	X	Z
1	5,5	630	1,094	7,919	7,994
2	5,5	630	1,094	7,919	7,994
3	6,5	1 600	1,020	3,685	3,823
4	5,5	1 000	1,052	4,989	5,098
5	6,5	1 600	1,020	3,685	3,823
6	5,5	1 000	1,052	4,989	5,098
7	5,5	1 000	1,052	4,989	5,098
8	6,5	1 600	1,020	3,685	3,823
9	6,5	1 600	1,020	3,685	3,823
10	4,5	400	1,247	10,204	10,280



Расчет ведем для токов трехфазного КЗ, т.к. этот режим наиболее тяжелый.

Ток КЗ находят по формуле:

,,

где Еэкв - эквивалентная ЭДС;

Zэкв - эквивалентное сопротивление цепи КЗ.

После нахождения тока КЗ в базисных величинах переводят его значение в именованные единицы.

Найдем ток КЗ в точке К1. Расчетная схема для расчета тока КЗ имеет следующий вид (рис. 16):

Рис. 16

Для дальнейшего расчета преобразуем расчетную схему в эквивалентную принципиальную схему в базисных величинах (рис. 17).

Рис. 17

Все параметры схемы замещения элементов СЭС берем из таблицы 26 и 27 ПЗ.

Находим эквивалентную ЭДС:

Эквивалентное сопротивление:

Ток КЗ:

Ток КЗ в именованных величинах:

;

Расчет токов КЗ для остальных точек замыкания по стороне высокого напряжения проходит аналогично. Его результаты сводим в таблицу 28.При выборе коммутационных аппаратов необходимо проводить его проверку на электродинамическую стойкость. Проверка осуществляется по воздействию ударного тока КЗ и максимальному значению тока КЗ.

Ударный ток КЗ рассчитывают по формуле:

,



где - ток КЗ, протекающий через аппарат, А;

Ку - ударный коэффициент.

По [13] принимаем Ку = 1,8.(74)

Максимальное действующие значение ударного тока КЗ определяют по формуле:

Определим ударные токи КЗ в точке К1.

(кА)

(кА)

Таблица 28

Результаты расчета токов короткого замыкания

ГПП
Шина 1
№	Imaxб	Iminб	Zэmax	Zэmin	Imax(кА)	Imin(кА)	Kу	iу(кА)	Iу(кА)
К1	8,303	7,747	0,136	0,127	4,185	3,904	1,8	10,654	6,320
К2	1,277	0,605	1,739	0,824	7,032	3,328		17,901	10,619
КЗ до трансформатора
К3	1,132	0,57	1,845	0,929	6,227	3,136	1,8	15,851	9,403
К4	0,453	0,325	3,236	2,320	2,493	1,788		6,347	3,765
К5	0,551	0,372	2,827	1,911	3,027	2,047		7,706	4,571
К6	0,673	0,424	2,479	1,563	3,701	2,334		9,420	5,588
К7	0,599	0,394	2,673	1,758	3,291	2,164		8,378	4,970
К8	1,025	0,501	2,005	0,829	5,567	2,977		13,857	9,037
КЗ после трансформатора
К9	0,118	0,107	9,838	8,923	17,020	15,436	1,8	43,326	25,700
К10	0,102	0,094	11,230	10,314	14,724	13,524		37,482	22,233
К11	0,183	0,158	6,650	5,735	26,482	22,836		67,413	39,987
К12	0,158	0,139	7,577	6,662	22,797	20,042		58,031	34,423
К13

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 

дипломная работа "Реконструкция системы электроснабжения завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица" скачать

Подобные документы

• Электроснабжение цементного завода

  Проектирование электроснабжения цехов цементного завода. Расчет электрических нагрузок: цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса, завода в целом, мощности трансформаторов. Определение центра нагрузок и расположения питающей подстанции.
  
  курсовая работа [142,1 K], добавлен 01.02.2008
  

• Проектирование системы электроснабжения главного цеха завода по производству пеностекла

  Расчёт электрических нагрузок осветительной сети. Выбор мощности компенсирующих устройств. Проектирование трансформаторной подстанции. Конструктивное исполнение цеховой электрической цепи. Проектирование освещения и организация мер безопасности.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 07.11.2012
  

• Расчет электроснабжения станкостроительного завода

  Станкостроительный завод: электроснабжение, графики нагрузок, центр электрических нагрузок, схема электроснабжения, мощность конденсаторных установок и трансформаторов, выбор напряжений, сетей завода и токов, экономическая часть и охрана труда.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 20.07.2008
  

• Выбор и расчёт электрической части подстанции

  Изучение схемы электроснабжения подстанции, расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности трансформаторов. Составление схемы РУ высокого и низкого напряжений подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Подбор выключателей, кабелей и их проверка.
  
  курсовая работа [571,1 K], добавлен 17.02.2013
  

• Проектирование электрооборудования участка модельного цеха

  Определение и анализ электрических нагрузок системы электроснабжения объекта. Ознакомление с процессом выбора числа и мощности цеховых трансформаторов. Характеристика основных аспектов организации технического обслуживания электрооборудования цеха.
  
  дипломная работа [7,1 M], добавлен 08.02.2022
  

• Реконструкция электроснабжения г. Барнаула

  Вопросы реконструкции электроснабжения восточной части г. Барнаула. Расчет электрических нагрузок потребителей и района в целом. Выбор количества и мощности трансформаторов потребителей и трансформаторов ГПП, высоковольтной аппаратуры и кабеля.
  
  дипломная работа [418,1 K], добавлен 19.03.2008
  

• Характеристика установки инверторной сварки "Магма–315Р"

  Краткая характеристика механосборочного цеха. Схемы внешнего электроснабжения. Анализ электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения, расчет трансформаторов. Компоновка цеховой подстанции. Принцип работы установки инверторной сварки "Магма–315Р".
  
  дипломная работа [710,8 K], добавлен 13.07.2014
  

• Электроснабжение

  Анализ и расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор типа и числа подстанций. Расчет и питающих и распределительных сетей до 1000В, свыше 1000В. Расчет токов короткого замыкания. Расчет заземляющего устройства. Вопрос ТБ.
  
  курсовая работа [100,4 K], добавлен 01.12.2007
  

• Электрооборудование и электроснабжение компрессорной станции

  Описание технологического процесса цеха и техническая характеристика производственных машин. Выбор электродвигателей по типу, мощности и напряжению производственных механизмов. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на цеховой подстанции.
  
  дипломная работа [687,4 K], добавлен 21.06.2022
  

• Проект ТП 35/10 кВ "Город" ИРЭС ООО "БашРЭС-Стерлитамак" для электроснабжения потребителей с разработкой защитного заземления

  Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии.
  
  дипломная работа [653,6 K], добавлен 20.07.2008
  

Другие документы, подобные "Реконструкция системы электроснабжения завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам