Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

Электроснабжение ТОО «Карлыгаш-К» и выбор электрооборудования

Введение

Электрификация предприятий имеет важное значение как энергетическая комплексная механизация и автоматизация технологических процессов. Развитие электрификации предприятий характеризуется разработкой и созданием новых видов электрооборудования, как в общепромышленном исполнении, так и взрывозащищенном, предназначенного для эксплуатации в условиях предприятия. Здесь широкое распространение получила коммутационная аппаратура, скомпонованная в магнитную станцию, благодаря чему реализуется принцип блочности, обеспечивающий повышение надежности и мобильности передвижных низковольтных сетей.

Уровень развития энергетики и электрификации, как известно, в наиболее обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны. Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства. Важнейшим показателем работы промышленности является уровень производительности труда. Производительность труда в свою очередь в значительной степени определяется уровнем энерговооруженности и электровооруженности труда.

Одна из актуальных задач, стоящих перед отраслью ? экономное расходование электроэнергии, энергоресурсов и соответственно регулирование режимов электропотребления. С другой стороны первостепенное значение приобретают вопросы надежности и безопасности электроснабжения промышленных предприятий.

Развитие народного хозяйства, интенсификация труда в промышленности, на транспорте и в сельском хозяйстве требуют ускоренного развития электрических сетей различных напряжений и типов. От правильных выбранных структуры и параметров электрических сетей существенно зависят технико - экономические показатели работы энергосистемы и надежность электроснабжения потребителей электроэнергии. Без ускоренного развития электрических сетей практически невозможно обеспечить выполнения задачи полной электрификации страны.

Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электрической энергии.

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для

обеспечения электроэнергией промышленных приемников электрической энергии. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций и широким внедрением электропровода в качестве движущей силы для различных механизмов.

Номинальные параметры - это параметры, на длительную работу с которыми рассчитаны элементы энергосистем.

Для различных элементов энергосистем номинальными могут быть различные параметры, в частности: напряжение, ток, мощность. коэффициент мощности, частота, частота вращения, скольжение температура, ток отключения и т.д. При работе всех элементов энергосистемы с номинальными параметрами режим энергосистемы в целом близок к оптимальному. В отдельных случаях с учетом, например, зависимости КПД элементов от нагрузки можно получить определенный эффект при работе с параметрами, отличными от номинальных. Однако подобные условия работы должны иметь тщательное техническое и технико - экономическое обоснование.

Потребители (приемники) электрической энергии различаются по режиму работы, назначению, принципиальному исполнению, потребляемой мощности, частоте потребляемого тока, условиям работы, ответственности (категорийности) и соответственно по требованием к надежности электроснабжения, а также по некоторым другим признакам.

В области экономии и эффективного использования электроэнергии особое значение надо уделять сбору информации об объеме и структуре вырабатываемой и потребляемой электроэнергии, обследованию энергетической эффективности эксплуатируемых энергетических объектов и энергетических производств, оценке потенциала энергосбережения, разработке и внедрению конкретных технических решений и организационно - технических мероприятий по снижению технологических и коммерческих потерь энергии.

1. Краткая технологическая и энергетическая характеристика ТОО «Карлыгаш - К»

1.1 Технологическая характеристика предприятия

ТОО «Карлыгаш-К» находится по адресу п. Затабольск Аулеокольская трасса 4 км.

ТОО «Карлыгаш-К» зарегистрировано в сентябре 1998 года. Единственным учредителем является Кильтаев Сабиржан Бактубаевич. В состав предприятия входили пекарня, цех по изготовлению макаронных изделий, автотранспортный участок. Цех по изготовлению мучных изделий занимался производством и реализацией своей продукции. Пекарня выпекала хлебо-булочные изделия, макаронный цех изготавливал несколько видов макаронной продукции. В г. Костанае и п. Затоболовка имели торговые киоски и магазин по реализации своих изделий, так же обеспечивали хлебом поселки Костанайского района.

Автотранспортный участок занимался грузоперевозками по заявкам предприятий.

С 2001 года начали заниматься выращиванием зерновых культур, но не урожай 2002-2003 года привел предприятие к убытку.

Из-за отсутствия своего сырья и большой конкуренции на рынке пекарню отдали в аренду, макаронный цех разукомплектовали.

В настоящее время производственная база расположена на земельном участке площадью 1,529 га. На участке расположены хозяйственный склад площадью 688 кв. м, с помещением оборудованным под пекарню, под токарный цех в котором имеются два сверлильных станка, заточной ОКС-4102, расточной, фрезерный 67КС25, токарный 5 1-В-62 и гидропресс. И склад площадью 417,3 кв. м оборудованный под пилораму

В настоящее время основной деятельностью являются грузоперевозки по Казахстану и странам СНГ, в наличии имеются четыре КамАЗа из них два контейнера, один длинномер и бортовой КамАЗ. Также оказываем услуги автокрана ЗИЛ-133 ГЯ.

Сдаем в аренду пекарню, токарных цех, столярную мастерскую и а/гаражи под СТО, склады.

Предприятие располагает 2-х этажным корпусом, оснащенным современным технологическим оборудованием.

Предприятие имеет собственную котельную, работающую на жидком и газообразном топливе, благоустроенное общежитие на 20 койко-мест. Фабричная столовая обеспечивает своих работников горячим питанием.

Обеспечение производственной деятельности предприятия осуществляется собственными службами: транспортным цехом, электроцехом, службой главного механика и д.р.

1.2 Энергетическая характеристика цехов

Цех по степени взрыво- и пожаробезопасности можно отнести к безопасному, так как он не имеет помещений, где бы содержались опасные вещества. В таблице 1.1 приведен перечень станков, установленных в цехе, их количество и номинальные мощности.

Таблица 1.1 Потребители электрических нагрузок цехов

Наименование отделения и механизма	Кол-во, шт.	Рн, кВт	Робщ, кВт	Кисп	Рр, кВт	tППР,
1. Крыша 115	3	3	594	0,7	411,3	240
2. Кант. устройство	6	11	66	0,7	46,2	240
3. Опрыскиватель	6	15	90	0,7	63	240
4. Вентилятор 140	3	55	165	0,6	115,5	240
5. Вентилятор 105, 106, РМ 1; 4	4	75	300	0,6	180	240
6. Вентилятор 108, РМ 2	1	125	125	0,6	75	240
7. Кран-балка	3	5,5	16,5	0,4	6,6	32
8. Фрезерный станок	1	110	110	0,7	77	32
ИТОГО:			1466,5		975,6
Шламовая РМ 1. Насос	3	200	600	0,6	360	120
2. Задвижки	9	3	27	0,4	10,8	120
3. Насос дренажа	1	11	11	0,7	7,7	48
4. Эл.калорифер	1	10	10	0,6	6	48
5. Гидропресс	1	5,5	5,5	0,4	2,2	32
ИТОГО:			653,5		446,7
Плавильное отделение: отм.:0,00; 4,2; 9,6
1. Сверлильный станок	2	75	150	0,9	135	720
2. 402 401, 403. П 64	1 2	132 75	264 75	0,9 0,9	237,6 67,5	720 720
3. П 61. 401	1	160	160	0,9	144	720
4. Лебедка закатки	4	22	88	0,8	70,4	48
5. Дренажный насос	2	5,5	11	0,7	7,7	32
6. Вент. установка	4	22	88	0,7	61,6	120
7. Ворота	8	0,4	3,2	0,8	2,56	120
8. Мастерская эл. монтеров	2	9	18	0,7	12,6	-
9. Токарная мастерская	1	16	16	0,75	12	-
10. мастерская плотн.	1	3	3	0,6	1,8	-
11. Заточной станок	1	2,2	2,2	0,6	1,32	-
12. Механизм обдува печи	2	7,5	15	0,9	13,5	720
13. Обдув рабочего места	2	45	90	0,8	72	720
14. Бетономешалка	1	22	22	0,7	15,4	-
15. Расточной станок	1	120	120	0,6	72	120
16. Г/о П. 61; 64	18	3	54	0,7	378	720
17. Узел подачи электродной массы	2	6	12	0,7	8,4	16
18. Помещение деж. персонала	3	3,5	10,5	0,5	5,25	-
19. Отопление пульт	2	5,5	11	0,6	6,6	-
20. Сварочные трансформаторы	2	75	150	0,4	60	16
21. Дымососы от горна П 61; 64	2	250	500	0,8	400	720
ИТОГО:			1901,1		1474,63

Таблица 1.2 Электроосвещение цеха

Наименование объекта	Тип освещения	Количество светильников	Р1со, кВт	Робщ, кВт	Кисп	Потребл. мощность в сутки	Потребл. мощность а год, тыс кВт·г
Плав. отдел		16	1	16	0,9	345,6	126,1
1. отм. 0,00	ДРЛ	12 40	0,7 0,4	8,4 16	0,9 0,9	181,4 345,6	66,2 126,1
2. отм. +4,2	ДРЛ	10 22 18	1,0 0,4 0,25	10 8,8 4,5	0,9 0,9 0,9	216 190,08 97,2	78,84 69,4 35,47
3. отм. +9,6	Л.нак ДРЛ	4 36 19 10 26	0,2 1 0,7 0,4 0,25	0,8 36 13,4 4 6,5	0,9 0,9 0,9 0,9 0,9	17,28 777,6 287,28 86,4 140,4	6,3 283,82 104,85 31,5 51,24
4. отм. + 22,4	Л.нак ДРЛ	4 6 26 16 6	0,2 1 0,7 0,4 0,25	0,8 6 18,2 6,4 1,5	0,5 0,9 0,9 0,9 0,9	9,6 129,6 393,1 138,24 32,4	3,5 47,3 143,48 50,45 11,82
5. отм. +30	Л.нак ДРЛ Л.нак.	4 12 8 4	1 0,4 1 0,2	4 4,8 8 0,8	0,9 0,9 0,9 0,9	86,4 103,68 172,8 17,28	51,5 37,84 63,07 6,3
6. отм. +34	ДРЛ Л.нак	4 16	0,25 1	1 16	0,9 0,9	21,6 345,6	7,88 126,1
7. Разлив. пролет	ЛБ-40 ДРЛ	18 76 4 16	0,04 1 0,7 1	0,72 76 2,8 16	0,7 0,9 0,9 0,9	12,096 1641,6 60,48 345,6	4,4 599,18 22,07 126,1
8. Печной прол.	ДРЛ Л.нак	96 6	1 1	96 6	0,9 0,9	2073,6 129,6	758,9 47,3
9. Прилег.тер.	ДРЛ лапмы КГ	12 14 6 4	0,7 0,4 0,25 2	8,4 5,6 1,5 8	0,5 0,5 0,5 0,5	100,8 67,2 18 96	36,5 24,52 6,57 35,04
10. РМ 1-4	ДРЛ Л.нак
11. Освещение мостовых кранов	Л.накал.	31	0,5	15,5	0,5	334,8	122,2
12. Пульт печи	ДРЛ	20	0,02	0,4	0,9	8,64	3,16

Таблица 1.3 Краткая характеристика среды и категории потребителей электрической энергии

Наименование цеха	Категория потребителя	Производственная среда
1. Цех №6	I	Активная
2. Цех №1	I	Активная
3. Цех подготовки шихты (ЦПШ) 6	II	Пыльная
4. ЦПШ 1	II	Пыльная
5. Административно-бытовой корпус	III	Нормальная
6. Газоочистка 6 ц	I	Хим. активна
7. Газоочистка 1 ц	I	Хим. активна
8. Склад готовой продукции (СГП 6)	II	Пыльная
9. СГП 1	II	Пыльная
10. Дозировочное отделение 1 ц	II	Пыльная
11. Дозировочное отделение 1 ц	II	Пыльная
12. Насосная	I	Нормальная
13. ГПП	II	Нормальная
14. Цех ремонта мех. оборудования	II	Нормальная
15. Компрессорная	II	Нормальная
16. ЖДИ	II	Нормальная
17. Автомобильно-хозяйственный цех	III	Нормальная
18. Участок продольной компенсации ц6	I	Нормальная
19. УПК ц №1	I	Нормальная

2. Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса

Расчетная нагрузка (активная и реактивная) силовых приемников цеха:

;

,

где - суммарная установленная мощность всех приемников цеха;

- средний коэффициент спроса;

- соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности.

Расчетная нагрузка осветительных приемников цеха:

,

где - коэффициент спроса для освещения;

- установленная мощность приемников электрического освещения.

Величина может находится по формуле:

,

где - удельная нагрузка, Вт/м² площади пола цеха;

F - площадь пола цеха, определяемый по генплану.

Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха определяется из соотношения:

.

Приемники напряжением выше 1000 В (в нашем случае 6 кВ) цеха учитываются отдельно. Расчетные активная и реактивная мощности групп приемников выше 1000 В определяются по формулам, а полная из выражения:

,

,

.

Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 0,38/0,22 кВ и 6 кВ в целом по предприятию определяются суммированием соответствующих нагрузок цехов [12].

Таблица 2.1 - Расчетные нагрузки по цехам предприятия

Потребители 0,38/0,22 кВ
Наименование потребителя	Рн, кВт	kс		Рр, кВт	Qp, кВар
1. №6	2000	0,6	0,6/1,33	1200	1600
2. №1	2000	0,6	0,6/1,33	1200	1600
3. ЦПШ 6	500	0,6	0,75/0,88	300	264
4. ЦПШ 1	500	0,6	0,75/0,88	300	264
5. АБК	600	0,7	0,8/0,75	420	315
6. Газоочистка 6 ц	300	0,8	0,85/0,62	240	148,8
7. Газоочистка 1ц	200	0,8	0,85/0,62	160	99,2
8. СГП 6 цеха	1000	0,4	0,6/1,33	400	532
9. СГП 1 цеха	700	0,4	0,6/1,33	280	372
10. Доз. 6	1000	0,5	0,6/1,33	500	665
11. Доз.1	1000	0,5	0,6/1,33	500	665
12. Насосная	400	0,75	0,8/0,75	300	225
13. ГПП	50	0,8	0,8/0,75	40	30
14. ЦРМО	400	0,6	0,7/1,02	240	244,8
15. Компрессорная	200	0,5	0,7/1,02	100	108
16. ЖДЦ	100	0,6	0,6/1,33	60	80
17. АХЦ	100	0,6	0,6/1,33	60	80
18. УПК 6	600	0,8	0,85/0,62	480	297,6
19. УПК 1	600	0,8	0,85/0,62	480	297,6
Потребители >1000 В
1	324000	0,8	0,85/0,62	259200	304970
2	198000	0,8	0,87/0,56	158000	181080
3, 4	4500	0,7	0,8/0,75	3150	3937,5
6,7	3000	0,8	0,75/0,88	2400	3196,96

Итого: , , ,

, , .

Таблица 2.2 - Определение расчетных осветительных нагрузок по цехам предприятия

Потребители	F, м2	Руд.о, кВт/м2	Рп.о., кВт	kс.о	Рр.о, кВт	Рр+Рр.о, кВт	Qp.o+Pp.o, кВар	Sр, кВА
1.	11250	16	180	0,9	162	1362	1677,76	2161
2.	11250	16	180	0,9	162	1362	1677,76	2161
3.	7000	15	105	0,8	84	384	304,32	489,97
4.	7000	15	105	0,8	84	384	304,32	489,97
5.	3000	19	57	0,9	51,3	471,3	339,624	580,92
6.	5000	14	70	0,8	56	296	175,68	344,2
7.	5000	14	70	0,8	56	216	126,08	250,1
8.	15000	16	240	0,85	204	604	629,92	872,7
9.	15000	16	240	0,85	204	484	470,32	674,87
10.	4500	13	58,5	0,9	52,65	552,65	690,272	884,25
11.	4500	13	58,5	0,9	52,65	552,65	690,272	884,25
12.	2000	12	24	0,85	20,4	320,4	234,792	397,22
13.	1000	13	13	0,9	11,7	51,7	35,616	62,78
14.	900	16	9,6	0,8	7,68	247,68	248,486	350,84
15.	900	12	10,8	0,8	8,64	108,64	106,147	151,88
16.	7000	15	105	0,7	73,5	135,5	115,128	176,4
17.	4800	15	72	0,7	50,4	110,4	104,192	151,8
18.	6000	17	102	0,8	81,6	561,6	336,77	654,83
19.	6000	17	102	0,8	81,6	561,6	336,77	654,83
Освещение территории 500 ламп ДРЛ с ПРА по 1 ламповой схеме
			100	0,9	90	90	43,2	99,83
Итого:					1504,12	8764,12	8604,38	10232,9

3. Определение расчетной нагрузки предприятия

3.1 Собственные нужды

Расчетная полная мощность предприятия определяется по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории предприятия, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП, с учетом компенсации реактивной мощности [5].

При компенсации реактивной мощности используем статические конденсаторы, как экономически целесообразные. Конденсаторы устанавливаем в сетях 0,38 кВ. Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки:

- силовых приемников 0,38 кВ:

,

;

- освещение территории и цехов:

,

;

- приемники 6 кВ:

,

.

Приближенно потери мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП:

, ,

,

,

,

.

Необходимая мощность компенсирующих устройств по предприятию в целом определяется из выражения:

,

где - среднегодовая активная нагрузка предприятия,

- соответствует средневзвешенному естественному коэффициенту мощности за год,

- соответствует нормативному коэффициенту мощности.

,

где - действительное годовое число часов работы потребителей электроэнергии предприятия,

- число часов использования активной нагрузки.

,

при нормативном коэффициенте мощности .

Мощность компенсирующих устройств равна

.

Некомпенсированная мощность на потребителях 0,4 и 6 кВ.

,

где - расчетная реактивная мощность предприятия с учетом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки .

,

,

.

В качестве компенсирующих устройств принимаем батареи статических конденсаторов.

Определяем потери мощности в них:

,

где - удельные потери активной мощности, составляющие 0,2% от .

.

Общая активная мощность с учетом потерь в компенсирующих устройствах:

,

где - расчетная активная мощность предприятия с учетом k_р.м..

.

Расчетная нагрузка на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом компенсирующих устройств равна:

.

Потери мощности в трансформаторах ГПП:

,

.

Полная расчетная мощность собственных нужд на стороне высшего напряжения ГПП:

,

.

Определение расчетных нагрузок цеха. Суммарные активные и реактивные нагрузки равны:

,

.

Потери мощности в трансформаторах:

,

,

.

Необходимая мощность компенсирующих устройств для печей:

,

,

,

.

Некомпенсированная мощность:

,

где - расчетная реактивная мощность, приходящаяся на печи, с учетом коэффициента разновременности максимумов k_р.м=0,95.

.

В качестве компенсирующих устройств используем батареи статических конденсаторов.

Потери активной мощности в компенсирующих устройствах:

,

.

Общая активная мощность с учетом потерь в КУ:

,

.

Расчетная мощность с учетом компенсации реактивной мощности равна:

.

Потери мощности в трансформаторах:

,

.

3.2 Построение картограммы, определение центра электрических нагрузок и места расположения ГПП

Для определения места расположения ГПП и ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, равны расчетным нагрузкам цехов. Центр окружности совпадает с центром нагрузок цеха [3].

ГПП располагаем как можно ближе к ЦЭН, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии, сократить протяженность распределительных сетей высокого напряжения предприятия, уменьшить протяженность и расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке цеха :

.

Из этого выражения радиус окружности равен:

,

где - мощность i-го цеха,

m - масштаб для определения площади круга = 0,5 кВт/мм².

Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами или секторами в круге.

Для определения места ГПП находим центр электрических нагрузок для полной мощности.

На генплане наносим оси координат. Координаты ЦЭН предприятия определяем по формулам:

,

.

где - координаты центра нагрузок.

Таблица 3.1 Расчетные параметры

№ цеха	Sр, кВА	, мм	б, град	, м	, м
1	2161	37,1	43	925	275	1998925	594275
2	2161	37,1	43	225	275	486225	594275
3	489,97	17,66	79	150	680	73495,5	333179,6
4	489,97	17,66	79	285	680	139641,45	333179,6
5	580,92	19,23	39	580	280	336933,6	162657,6
6	344,2	14,8	68	1025	50	352805	17210
7	250,1	12,62	93	175	50	43767,5	12505
8	872,7	23,57	121	925	130	807247,5	113451
9	674,87	20,73	151	225	130	151845,75	87733,1
10	884,25	23,73	34	900	510	795825	450967
11	884,25	23,73	34	225	465	198956,25	411176,2
12	397,22	15,9	23	900	565	357498	224429
13	62,78	6,32	81	575	350	36098,5	21973
14	350,84	15	11	575	215	201733	75430,6
15	151,88	9,83	29	400	365	60452	55436,2
16	176,4	10,6	198	100	550	17640	97020
17	644,81	20,67	53	655	600	41745	91080
18	654,83	20,42	52	925	375	605717,76	245561,2
19	654,83	20,42	52	225	375	147336,75	245561,25
Итого:	12393,81кВА					6854188,55	4167101,25

Таблица 3.2 Расчетные параметры для потребителей 6 кВ

№ цеха	Sр, кВА	, мм	б, град	, м	, м
1	3937,5	50	-	150	680	590625	2677500
2	3937,5	50	-	285	680	1122187,5	2677500
3	3196,96	45	-	1025	50	3276884	159848
4	3196,96	45	-	175	50	559468	159848
Итого:	14268,92					5549164,5	5674696

Для цехов расчет проводят по размещению места для компенсирующих устройств. Участок продольной компенсации (УПК) размещен непосредственно около цехов, т.е. по возможности ближе к ним.

3.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

Технико-экономические расчеты при выборе вариантов системы электроснабжения

Для выбора рациональной системы электроснабжения предприятия необходимо рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного из них.

В расчете выбирается рациональное напряжение питающих и распределительных сетей и экономически целесообразное сечение питающих линий.

По каждому из намеченных вариантов определяются экономические показатели: k - капитальные затраты, ДЭ_а - потери электроэнергии, G - расход цветного металла, С_э - ежегодные эксплуатационные расходы, З - годовые расчетные затраты.

Экономическая эффективность каждого варианта определяется по годовым расчетным затратам из выражения:

З=С_э+0,125k,

где 0,125 - p_n - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, соответствующий сроку окупаемости, равному 8 годам, отн. ед./год.

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения;

?

где K_Л - капитальные затраты на сооружение линии,

К_А - капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры,

К_Т - капитальные затраты на установку силовых трансформаторов.

Годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения определяются из выражения:

,

где С_А - стоимость годовых расходов на амортизационные отчисления,

С_п - стоимость годовых расходов на оплату потерь электроэнергии.

3.4 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения предприятия собственных нужд

Зная схему питания, передаваемую мощность, стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, конструктивное выполнение линий, расстояние от источника питания до предприятия и напряжение на шинах питающей подстанции.

Намечаем следующие варианты напряжений питающих линий системы внешнего электроснабжения предприятия.

1 вариант системы внешнего электроснабжения предприятия

Электроэнергия передается и распределяется до ГПП предприятия на напряжение 35 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.

2 вариант системы внешнего электроснабжения предприятия

Электроэнергия от подстанции энергосистемы до ГПП передается напряжением 220 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.

3 вариант системы внешнего электроснабжения предприятия

От подстанции энергосистемы передается напряжение 20 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ [9].

Рассмотрим каждый из принятых вариантов.

1 вариант.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.1 ТП Схема питания и исходные данные

1 Выключатели

Предварительно выбираем головные выключатели В1 и В2 по номинальным данным:

,

,

,

.

Рабочее напряжение схемы питания . Максимальный рабочий ток линии определяется из условия, что в аварийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку предприятия, т.е.:

.

Для определения мощности, отключаемой выключателями, намечаем расчетную точку короткого замыкания (к.з.) К-1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Составляем схему замещения, для режима трехфазного короткого замыкания в точке К-1 и определяем параметры схемы замещения в относительных базисных единицах.

Все сопротивления приводятся к базисной мощности:

.

Сопротивление системы в относительных базисных единицах:

.

Сопротивление трехобмоточного трансформатора подстанции энергосистемы в относительных базисных единицах определяется в следующей последовательности [1].

Для трехобмоточного трансформатора типа ТДТИ-40000/220 наружной установки с регулированием напряжения под нагрузкой напряжения к.з. между обмотками в процентах при номинальных ступенях составляют:

ВИ-СН	ВН-НН	СН-НН
12,5%	22%	9,5%

Определяем напряжение к.з. каждой обмотки:

,

,

.

Сопротивление обмоток трансформатора в относительных базисных единицах:

,

,

.

Схема замещения трехобмоточного трансформатора:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Сопротивление обмоток ВН и СН трехобмоточного трансформатора в относительных базисных единицах:

.

Сопротивление от источника питания до точки к.з.:

.

Мощность, отключаемая выключателями (В1 и В2):

.

Ток, отключаемый выключателями:

.

Выбираем выключатель ВВУ 35-40/1000 УХЛ1 с номинальными данными:

, , , .

2 Линии:

Питающие линии выполняем проводом марки АС

Выбор сечения провода по техническим условиям

1. По нагреву расчетным током:

,

.

По условиям допустимого нагрева для нормального режима принимаем сечение провода с . Проверяем выбранное сечение по условиям послеаварийного режима работы:

2. По условиям коронирования проводов, принимаем минимально допустимое сечение .

3. Минимально допустимое сечение по механической прочности .

4. По допустимой потере напряжения:

,

где - допустимая длина линии, км, - длина линии на 1% потери напряжения, - допустимая потеря напряжения, %, - действительная длина питающей линии, км.

, , .

,

,

т.е. принятое сечение S=150 мм² полностью удовлетворяет всем техническим условиям.

3.5 Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности

1. Принимаем несколько стандартных сечений равных и больше найденного по техническим условиям, т.е. 150; 2*95; 2*120; 3*70; 3*95.

2. Находим для этих сечений ежегодные потери электроэнергии (ДЭ_лл), расход цветного металла (G_лл), годовые расчетные затраты (З_л).

Расчет проводим для сечения S=150 мм².

Капитальные затраты на линии:

,

где С - стоимость 1 км воздушной одноцепной линии АС-150 на типовых железо-бетонных опорах в ненаселенной местности, тыс./км.

Стоимость расходов на содержание персонала и ремонт одинаковой при всех сечениях линии, определим ежегодные эксплутационные расходы:

,

где С_пл - стоимость потерь электроэнергии в линиях, тыс./год,

С_ал - стоимость амортизационных отчислений, тыс./год.

Действительные потери в линии:

,

где - потери мощности в линии при длительной допустимой нагрузке, кВт/км,

- коэффициент загрузки линии,

- длина линии, км, - расчетный ток в линии, А.

Действительные ежегодные потери электроэнергии в линии:

,

где - действительное число часов работы предприятия в год, час.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:

,

где - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, дол/кВт·ч, при условии, что для завода 1 кВт·ч стоит 2 тенге и курс 1 у. е.=150 тенге.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где - ежегодные амортизационные отчисления для линии = 2,8% (на линии 35 кВ на ж/б опорах).

Ежегодные эксплуатационные расходы составляют:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Расход цветного металла:

,

где - вес 1 км провода АС-150, т/км.

Остальные сечения, рассматриваемые в этом варианте рассчитываются аналогично, значения их величин заносим в таблицу.

Таблица 3.3 Значения технико-экономических показателей 1 варианта

SТ, мм2	К32						Т, ч
150	0,22	149	7	301,49	2411,92	2,8%	8000
2*95	0,1	134	6,4	241,2	1929,6
2*120	0,07	140	6,7	176,4	1411,2
3*95	0,07	125	6,1	236,25	1890
3*70	0,045	134	6,4	162,81	1302,48
185	0,17	161	7,4	246,33	1970,64

Таблица 3.3 (продолжение) Значения технико-экономических показателей 1 варианта

SТ, мм2				kл, тыс. у. е.
150	31,36	1,764	33,124	63	40,999	0,617	6,3
2*95	25,08	3,225	28,3	115,2	47,52	0,386	6,95
2*120	18,34	3,376	21,72	120,6	36,79	0,492	8,851
3*95	24,57	4,61	29,18	164,7	49,76	0,275	7,425
3*70	16,93	4,838	21,77	172,8	43,37	0,386	10,421
185	25,62	1,685	27,48	66,6	35,8	0,771	6,939

l=4,5 км, С₀=0,013 у. е./кВт·г.

По величинам З_л1-З_л7 и S₁-S₇ строим кривую :

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.2 Зависимость затрат от сечения. Минимум годовых расчетных затрат соответствует сечение s=185 мм².

3.6 Технико-экономические показатели питающей линии

Капитальные затраты

Стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем ВВУ35 с одинарной системой шин на металлических конструкциях:

.

Стоимость сооружения двух питающих линий 35 кВ, выполненных на ж/б опорах и проводом АС-189:

.

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

,

,

где - ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования и распределительных устройств = 6,3%,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход алюминия:

.

Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой

Капитальные затраты:

Стоимость двух трансформаторов ТРДИС 25000/35 при наружной установке:

.

Стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-35 кВ на ж/б конструкциях:

Суммарные капитальные затраты:

Эксплуатационные расходы:

ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах и стоимости амортизационных отчислений на трансформаторы и вводы с короткозамыкателями и разъединителями [2].

Приведенные потери мощности в трансформаторах:

,

где - приведенные потери активной мощности во время холостого хода;

,

- приведенные потери мощности в меди трансформатора.

,

где - коэффициент загрузки трансформатора,

,

- коэффициент изменения потерь, составляющий на ГПП у потребителей, питающихся через три ступени трансформации, 0,12 кВт/кВар,

- потери (реактивные) холостого хода,

.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где - ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования, равный 6,3%.

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Годовые расчетные затраты:

Потери электроэнергии:

.

Расчет цветного металла:

.

2 вариант:

1. Выключатели

Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным данным:

, .

Максимальный расчетный ток:

.

Для определения мощности отключения намечаем расчетную точку к.з.:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

,

.

Мощность, отключаемая выключателем:

.

Ток, отключаемый выключателем:

.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.3 Схема питания ТП

Выбираем выключатель типа ВВД220Б 31,5/2000 УХЛ1 с номинальными данными:

, ,

, .

2. Линии

Питающую линию выполняем проводом АС

Выбор сечения провода по техническим условиям

1. По нагреву расчетным током:

,

.

По условиям допустимого нагрева принимаем сечение провода s=240 мм² с I_доп=610 А.

Проверяем выбранное сечение по условию послеаварийного режима работы:

,

,

,

.

2. По условиям коронирования принимаем минимальное сечение s=240 мм².

3. По условию механической точности принимаем сечение s=240 мм².

4. По допустимой потере напряжения проверяем сечение s=240 мм²:

,

,

.

Данное сечение удовлетворяет всем техническим условиям.

Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности:

1. Принимаем несколько стандартных сечений: 240; 300; 2*150; 3*120.

2. Находим для этих сечений экономические показатели: .

Капитальные затраты:

.

Ежемесячные, ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Действительные потери в линии:

,

.

Действительные ежегодные потери в линии:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где - ежегодные амортизационные отчисления для линии 220 кВ.

Годовые расчетные затраты:

,

где - ежегодные эксплуатационные расходы,

,

.

Расход цветного металла:

,

где - вес 1 км провода АС-240.

Определение величин по другим сечениям производятся аналогично. Все величины заносим в таблицу.

Таблица 3.4 Технико-экономические показатели по II варианту (220 кВ)

						l, км
240	0,003	210	0,997	12,6	2,4	4,5	0,013	8000
300	0,002	220	1,257	13,4
2*150	0,0014	300	0,617	9
3*120	0,0009	420	0,492	8,6

Таблица 3.4 (продолжение) Технико-экономические показатели по II варианту (220 кВ)

240	5,72	45,819	0,59	2,72	3,31	113,4	17,485
300	3,96	31,68	0,412	2,89	3,3	120,6	18,375
2*150	7,56	60,48	0,768	3,88	4,674	162	24,92
3*120	10,2	81,65	1,061	5,57	6,631	232,2	35,6

По величинам З_Л и S_Т строим кривую, экстремум которой соответствует минимуму годовых расчетных затрат:

3. Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты

Стоимость двух камер отходящей линии с выключателями ВВД 220:

.

Стоимость двух линий с проводом АС-240 на ж/б опорах:

.

Суммарные капитальные затраты:

.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.3 Зависимость затрат от сечения. Минимум годовых расчетных затрат соответствует сече ние s=240 мм²

Эксплуатационные расходы:

,

где - коэффициент амортизации отчислений для силового электрооборудования,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход цветного металла:

,

где g=0,997 т/км - вес 1 км провода АС-240.

4. Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой

Капитальные затраты

Стоимость трансформаторов ТРДН 32000/220 при наружной установке:

.

Стоимость 2-х вводов с выключателями ВВД 220 Б:

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

.

Приведенные потери мощности в трансформаторах:

,

,

,

где - коэффициент изменения потерь для двух ступеней трансформации,

- коэффициент загрузки трансформаторов,

,

.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

.

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход меди:

.

4. Выбор высоковольтного оборудования

4.1 Выбор выключателей

Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным данным.

Рабочее напряжение схемы питания U_н=20 кВ.

Максимальный рабочий ток:

.

Намечаем расчетную точку короткого замыкания k-1:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Согласно исходной схеме питания составляем схему замещения для режима трехфазного к.з. в точке k-1 и определяем параметры схемы в относительных базисных единицах.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

.

Сопротивление системы в относительных базисных единицах:

.

Для трансформатора типа ТДТН 220/20 наружной установки с регулированием напряжения под нагрузкой напряжение к.з. между обмотками:

Uкз	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
	12,5%	22%	9,5%

Напряжение к.з. каждой обмотки:

,

,

.

Сопротивление обмоток трансформатора:

,

,

.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.1 Схема замещения трехобмоточного трансформатора

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора в относительных базисных единицах:

.

Сопротивление от источника питания до точки к.з. в относительных базисных единицах:

.

Мощность, отключаемая выключателями:

.

Ток, отключаемый выключателями:

.

Выбираем выключатель ВВУ 20-40/2000 УХЛ1 с номинальными данными:

, , , .

4.2 Выбор линии электропередач

Питающие линии выполняем проводом АС.

Выбор сечения провода по техническим условиям

1. По нагреву расчетным током:

.

.

По условиям допустимого нагрева прин6имаем сечение s=2·95 мм².

Допустимый ток в проводах:

.

Проверка сечения по условиям послеаварийного режима:

,

,

,

.

2. По условиям коронирования провода принимаем минимально допустимое сечение s=25 мм².

3. Минимально допустимое сечение по механической прочности s=25 мм².

4. По допустимой потере напряжения:

,

.

Таким образом выбранное сечение удовлетворяет всем техническим проверкам.

Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности

1. Принимаем несколько стандартных сечений: 2х95, 2х120, 3х70, 3х95, 2х150.

2. Находим для этих сечений экономические показатели:

капитальные затраты на линии:

.

Ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Действительные потери в линиях:

,

.

Действительные ежегодные потери электроэнергии в линиях:

.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

- для ВЛ 20 кВ,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Расход цветного металла:

,

g=0,366 Т/км - вес 1 км провода АС-95.

По остальным сечениям расчет производится аналогично. Значения их величин заносим в таблицу и строим кривую по величинам З_Л и s_Т.

Таблица 4.1 Экономические показатели питающих линий по 3 варианту

2х95	0,31	134	3,38	60,84	0,013	3,5	4,5	8000
2х120	0,23	140	3,67	66,06
2х150	0,17	149	4	72
3х70	0,21	125	3,1	83,7
3х95	0,14	134	3,38	91,26

Таблица 4.2 (продолжение) Экономические показатели питающих линий по 3 варианту

2х95	755,5	6044,67	78,58	2,29	80,7	88,3	6,948
2х120	579,6	4636,8	60,28	2,31	62,59	70,84	8,856
2х150	455,94	3647,5	47,41	2,52	49,93	58,93	11,106
3х70	708,75	5670	73,71	2,93	76,64	87,1	7,425
3х95	506,52	4052,16	52,68	3,194	55,87	67,27	10,422

Линию выполняем на ж/д опорах проводом АС-2х150. Строим кривую .

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.2 Зависимость затрат от сечения

Минимуму затрат соответствует сечение s=2х150 мм².

Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты:

стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем типа ВВУ20 КРУН-20:

.

Стоимость сооружений 2-х питающих линий, выполненных проводом марки АС-2х150 на ж/б опорах в ненаселенной местности:

.

Суммарные капитальные затраты составляют:

.

Эксплуатационные расходы:

,

,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход цветного металла:

.

Технико-экономические показатели трансформаторов

Капитальные затраты:

Стоимость 2-х трансформаторов ТРДН 40000/20/10 при наружной установке:

Стоимость 2-х выводов с выключателями ВВЧ20:

Суммарные капитальные затраты:



Приведенные потери мощности:

,

,

,

.

Эксплуатационные расходы:

.

Стоимость потерь электроэнергии:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

.

Суммарные ежегодные отчисления на эксплуатацию:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход цветного металла:

.

Расчет трансформаторов связи с энергосистемой аналогичен 1-му варианту.

Расчет электроснабжения печей. Схема и исходные данные

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.3 Схема внутреннего электроснабжения

1. Выключатели

Расчетные условия:

,

.

Мощность, отключаемая выключателями:

.

Ток, отключаемый выключателями:

.

Выбираем выключатель ВВД220Б - 31,5/2000 с номинальными данными:

, , , .

Выключатели для цеха №1

Расчетные условия:

,

,

,

.

Для автотрансформатора типа АТДЦТН 200000/220 напряжение короткого замыкания между обмотками в процентах:

Uк.з	В-С	В-Н	С-Н
	10,5%	32%	19,5%

Напряжение к.з. каждой обмотки:

,

,

.

Сопротивление обмоток трансформатора в относительных базисных единицах:

,

,

.

Сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора:

.

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

.

Мощность, отключаемая выключателями:

.

Ток, отключаемый выключателями:

.

Выбираем выключатель типа ВВБ110-31,5/2000.

2. Линии:

Питающую линию выполняем проводом марки АС. Выбор сечения по техническим условиям:

1. По нагреву расчетным током:

,

.

По условиям допустимого нагрева для нормального режима принимаем сечение s=2х240 мм² с допустимым током .

Проверяем сечение по условиям после аварийного режима работы:

,

,

,

.

2. По условию коронирования принимаем сечение s=240 мм².

3. По условию механической прочности принимаем сечение s=240 мм².

4. По допустимой потере напряжения:

,

.

Следовательно сечение провода АС-2х240 удовлетворяет всем техническим условиям.

Выбор сечения по экономической целесообразности

1. Принимаем несколько стандартных сечений: s=2х240, 2х300, 2х400, 2х185.

2. Параметры выбора экономической целесообразности заносим в таблицу:

Таблица 4.3 Экономической целесообразности

2х240	0,27	210	0,997	12,6	0,024	4,5	0,013	8000	17,946
2х300	0,21	220	1,257	13,4					22,626
2х400	0,145	250	1,66	14,7					29,88
2х185	0,39	161	0,771	9					13,878

Таблица 4.3 (продолжение) Экономической целесообразности

2х240	1020,6	8164,8	106,14	5,44	111,58	226,8	139,93
2х300	831,6	6652,8	86,48	5,788	93,268	241,2	122,42
2х400	652,5	5220	67,86	6,35	74,21	264,6	107,28
2х185	1190,2	9041,76	117,54	3,888	121,43	162	141,68

По значению величин З_Л и s_Т строим кривую .

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4.4 Зависимость затрат от сечения.

Минимуму затрат соответствует сечение s=2х400 мм².

Технико-экономические показатели питающей линии

Капитальные затраты: стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем ВВД220Б:

Стоимость линии, питающей предприятия, выполненную проводом марки АС-2х400 на ж/б опорах:

.

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

,

.

Ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии в линии:

.

Расход цветного металла:

.

Технико-экономические показатели линий системы внешнего электроснабжения предприятия

Таблица 4.4 показатели линий системы внешнего электроснабжения

№ вар	Uн
1 вар	35 кВ	450,38	114,048	6791,44	6,939 (Al)+18,6 (Cu)
2 вар	220 кВ	443,34	52,935	2264,699	8,973 (Al)+11,3 (Cu)
3 вар	20 кВ	411,2	101,409	6122,7	11,106 (Al)+12,4 (Cu)

Принимаем вариант 220 кВ, т.к. все же основная нагрузка идет глубоким вводом, где необходимы меньшие потери электроэнергии, передача большей мощности. Суммарные годовые затраты значительно меньшие, меньше оборудования, но более сложнее в обслуживании и большой расход цветного металла [15].

5. Система внутреннего электроснабжения

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций

Электроэнергия по предприятию распределительных подстанций, комплектных трансформаторных подстанций, установленных в каждом цехе.

Размещение РП и КТП показано на генплане. Питание от ГПП до РП и ТП производится кабельными линиями. Так как на предприятие большинство потребителей относится к I и II категории и требуют высокой степени надежности питания, то цеховые подстанции выполняются двумя рабочими трансформаторами.

Предварительный выбор числа и мощности цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности.

Раздельная работа трансформаторов позволяет уменьшить токи короткого замыкания, а также позволяет применять более легкую и дешевую аппаратуру.

Номинальная мощность цеховых трансформаторов выбирается по расчетной мощности, исходя из условия экономической выгоды и экономичной работы трансформаторов 60ч80% в нормальном режиме и допустимой перегрузке (на 30-40%) от S_н.т. в послеаварийном режимом [14].

Таблица 5.1 Распределение электрических нагрузок по пунктам питания

Наименование пункта питания	Потребляемая электроэнергия	Местоположение пункта питания	Примечание
ТП 1	цех №1	цех №1
ТП 2	цех №3, 4 освещ.	№4	совмещено с РП 1
ТП 3	цех №6, 8	№8	совмещено с РП 2
ТП 4	цех №10, 12, 18	№10
ТП 5	цех №13, 14, 5	№13
ТП 6	цех №2	№2
ТП 7	цех №7, 9	№9	цех 7 совмещен с РП 2
ТП 8	цех №11, 16, 17	№11
ТП 9	цех №15, 19	№19

Расчет ТП

Расчетная нагрузка на шинах НН в ТП 1:

,

,

.

Намечаем к установке в ТП 1 два трансформатора мощностью по 2500 кВА каждый.

В нормальном режиме трансформаторы работают с коэффициентом загрузки:

.

В послеаварийном режиме:

.

Выбор числа и мощности трансформаторов остальных цеховых ТП аналогичен и выполнен в таблице

Таблица 5.2 Выбор числа и мощности трансформаторов остальных цеховых ТП

№ТП	Цеха потребители				Кол-во трансформаторов, шт.
1	1	1362	1677,76	2161	2	2500	0,432	0,864
2	3, 4, освещение территории	768	608,64	979,94	2	1000	0,554	1,109
3	6, 8	900	805,6	1216,9	2	1000	0,608	1,216
4	10, 12, 18	900	1261,78	1936,3	2	1600	0,605	1,21
5	13, 14, 5	1434,65	623,726	994,49	2	1000	0,497	0,994
6	2	1362	1677,76	2161	2	2500	0,432	0,864
7	7, 9	700	596,4	924,87	2	1000	0,462	0,924
8	11, 16, 17	796,55	909,744	1212,45	2	1000	0,605	1,21
9	15, 19	670,24	442,917	806,71	2	630	0,64	1,28

В целях уменьшения потерь активной мощности и электроэнергии в трансформаторах и на всех ступенях электроснабжения активная мощность, создаваемая асинхронным двигателем, компенсируется при помощи статических конденсаторов на стороне низкого напряжения [1].

Учитывая компенсацию на напряжение до 1000 В, производим окончательный выбор мощности трансформаторов цеховых ТП.

5.1 Выбор мощности трансформаторов цеховых ТП

Расчетная нагрузка на шинах низкого напряжении я трансформаторов ТП 1:

,

.

Необходимая мощность компенсирующих устройств со стороны низшего напряжения трансформаторов ТП1:

,

где - соответствует средневзвешенному ,

 - соответствует нормативному значению .

Выбираем компенсирующее устройство типа: , следовательно, .

Тогда некомпенсированная реактивная мощность на стороне низшего напряжения ТП1:

.

Потери активной мощности в КУ:

,

где - удельные потери активной мощности в статических конденсаторах, кВт/кВар.

Таким образом величину не учитываем в виду ее малости.

Полная расчетная мощность с учетом компенсации определяется:

.

Выбираем к установке в ТП1 два трансформатора по 1600 кВА:

,

.

Расчеты для остальных ТП проводятся аналогично. Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица 5.3 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

Кат. потр.	№ТП					Кол-во ячеек КУ
I	1	1362	1677,76	1,23	1228,3	2х650	1415,92	2х1600	0,44	0,88
II	2	900	804	0,893	506,99	3х200	922,83	2х1000	0,46	0,92
I	3	1434,2	1261,934	0,88	788,53	2х400	1506.77	2х1600	0,47	0,94
II	4	770,68	623,726	0,8	369,4	1х400	802,49	2х630	0,63	1,27
I	5	1362	1677,76	1,23	1228,3	2х650	1415,92	2х1000	0,44	0,88
I	6	700	596,4	0,852	365,4	2х200	727	2х630	0,57	1,15
II	7	796,55	909,744	1,142	646,8	3х250	812,41	2х630	0,64	1,28
I	8	670,24	442,9	0,66	221,73	2х150	685,3	2х630	0,54	1,08
II	9	858	651,84	0,759	368,69	2х200	894,19	2х630	0,7	1,41

Выбираем для системы внутреннего электроснабжения радиально-магистральную схему с резервированием. Потребители свыше 1000 В питаются от РП по радиальной схеме с резервированием от шин ГПП. Питание осуществляется кабельными линиями в траншее [9].

Выбор компенсирующих устройств для потребителей 6 кВ

Расчетная нагрузка: 3; 4 цеха: , .

Необходимая мощность компенсирующих устройств:

,

,

.

Некомпенсированная реактивная мощность:

.

Расчетная мощность:

Расчетная нагрузка:

6 цех=7 цех: , .

Мощность КУ необходимая для компенсации:

.

Мощность КУ:

.

Нескомпенсированная мощность:

.

Расчетная нагрузка:

.

Для выбора рационального напряжения распределительных сетей схемы внутреннего электроснабжения намечаем следующие варианты:

1. Электроэнергия распределяется на напряжение 6 кВ

2. 10 кВ

3. 20 кВ

4. РП питаются на напряжение 6 кВ, а ТП на напряжение 10 кВ.

Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 6-20 кВ

Потери активной и реактивной мощности в понизительных трансформаторах с высшим напряжением 6-20 кВ определяются по формулам, в зависимости от расчетной нагрузки:

,

.

Эти формулы для 1-го трансформатора.

Расчет ТП1

Расчетная полная нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП1:

.

Расчетная нагрузка 1-го трансформатора:

,

.

Потери активной и реактивной мощности одного трансформатора:

,

.

В двух трансформаторах 1600 кВА (при раздельной работе):

,

.

Потери мощности в трансформаторах с высшим напряжением 20 кВ принимаем, как для трансформаторов с ВИ =10 кВ.

По остальным ТП определение потерь аналогичны. Результаты расчетов сведены в таблицу.

Таблица 5.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

№ТП					На вариант 10 кВ для двигателя
1	2х1600	1415,92	13,648	217,6
2	2х630	864,19	9,123	94,5	РП1	2х6300	6617	43,65	918
3	2х1000	922,83	10,09	738	РП2	2х2500	2476,8	20,73	325
4	2х1600	1506,77	14,58	217,6
5	2х630	802,49	8,78	94,5	На вариант 20 кВ для двигателя
6	2х1600	1415,92	13,648	217,6	РП1	2х6300	6617	42,65	1010,6
7	2х630	727	7,68	94,5	РП2	2х2500	2476,8	20,43	375
8	2х630	812,41	8,94	94,5
9	2х630	685,3	7,116	94,5

5.2 Определение расчетных нагрузок в линиях по вариантам

I вариант (6 кВ)

Линия	Потребитель
Л1=Л3	ТП2-РП1-цех3; 4-ГПП
Л2=Л4	ТП3; 7-РП2-цех6; 7-ГПП
Л5=Л8	ТП4; 1-ГПП
Л6=Л9	ТП8; 9-ГПП
Л7=Л10	ТП5; 6-ГПП

Л1 (потребители 0,4кВ)

Расчетная нагрузка со стороны ВН=6 кВ

,

.

Полная расчетная нагрузка:

.

Расчетный ток в линии:

.

(Потребители 6 кВ)

,

.

Полная расчетная нагрузка:

.

Расчетный ток в линии:

.

Л2=Л4 (потребители 0,4 кВ)

,

.

Полная расчетная мощность:

.

Расчетный ток в линии:

.

Потребитель 6 кВ:

,

.

Полная расчетная мощность:

.

Расчетный ток в линии:

.

Л5=Л8 (питает ТП4 и ТП1)

,

.

,

.

Полная расчетная мощность:

.

Расчетный ток в линии:

.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.1 Однолинейная схема электроснабжения предприятия

Л6=Л9 (питает ТП8 и ТП9)

,

.

,

.

Л7=Л10 (питают ТП5 и ТП6)

,

.

,

.

Все расчеты заносим в таблицу

Таблица 5.5 I вариант - 6 кВ

№ линии	Назначение	l, км					Кол-во ячеек
Л1	ТП2, освещ. территории	0,525	867,123	246,34	0,4	94	-	942,09	90,65	-
Л2	ТП3, ТП7	1,025	1617,77	632,9	0,39	98,4	-	1737,16	167,16	-
Л5	ТП4, ТП1	0,425	2824,5	1233,2	0,43	300	1х300	2974,67	286,23	300
Л6	ТП8, ТП9	0,65	1482,8	491,64	0,33	2,31	-	1562,18	150,3	-
Л7	ТП5, ТП6	0,4	2155,1	871,98	0,4	160	-	2324,8	223,7	-
Л1	цех3; 4, РП1	0,475	6300	4725	0,75	2646	3х900	6617	636,7	2700
Л2	цех6; 7, РП2	1,15	2400	2112	0,88	1320	3х500	2476,8	238,33	1500

II вариант (10 кВ)

Так как параметры трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 одинаковы, то производим расчет только расчетного тока в линии, а остальные данные оставляем без изменения [8].

Расчетный ток в линиях:

.

№ линии	Л1	Л2	Л5	Л7	Л6	Л1	Л2
IР, А	54,39	100,29	171,7	134,22	90,18	385,6	144,5

Расчет для двигателей 6 кВ

РП1:

,

,

,

,

,

.

Полная мощность и расчетный ток:

,

.

РП2:

,

,

,

,

,

.

Полная расчетная мощность и ток:

,

.

III вариант (20 кВ)

Расчет параметров аналогичен I варианту.

Расчетный ток в линиях:

№ линии	Л1	Л2	Л5	Л6	Л7	Л1	Л2
IР, А	27,195	50,14	85,85	45,9	67,11	189,9	72,63

Расчет для двигателей 6 кВ

Так как используем трансформаторы 20/6 кВ, исходные данные, на которые такие же как на трансформаторы 6/35 кВ., на которые такие же как на трансформаторы 6/35 кВ.

РП1:

,

,

,

,

.

Полная расчетная мощность и ток:

,

.

РП2:

,

,

,

,

.

Полная расчетная мощность и ток:

,

.

IV вариант (6 и 10 кВ)

Расчет аналогичен варианту I, только РП будут запитаны на напряжение 6 кВ, а ТП на напряжение 10 кВ.

Выбор выключателей конца питающих линий, отходящих от ГПП

Предварительный выбор выключателей производится по: , при этом отключающая способность всех выключателей будет одинакова, а ток различным.

I вариант

Схема замещения и исходные данные

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Суммарное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания в относительных единицах:

,

где - сопротивление питающей линии.

,

где - индуктивное сопротивление ВЛ 1 км,

- сопротивление трансформатора ГПП в относительных единицах.

,

.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.2 Расчетная схема внутреннего электроснабжения III варианта (20 кВ)

Мощность, отключаемая выключателями:

,

,

,

где - ток, отключаемый выключателями 6 и 10 кВ.

Выбираем выключатель МГГ10-5000/45 с номинальными данными:

, , .

Для II и IV вариантов расчет аналогичен.

Определение сечений кабельных линий

Выбираем сечение по техническим условиям:

Линия Л1 питает: РП1, ТП2, относящиеся к потребителям I категории. Выполняем двумя кабелями для бесперебойности питания от ГПП до РП1.

1. По нагреву расчетным током.

Расчетный ток

.

Расчетный ток послеаварийного режима:

.

Выбираем сечение кабеля по нормальному режиму работы s=2х50 мм² с I_ДОП=400А.

Проверяем по условиям нагрева:

,

,

,

,

,

где k - поправочный коэффициент.

Таким образом сечение s=2х50 мм кабеля СБ удовлетворяет условиям.

Расчет кабельной линии от РП до ТП и двигателей:

,

.

Выбираем сечение s=2х10 .

,

,

.

2. По условию механической прочности:

.

3. По допустимой потере напряжения:

,

.

Сечение соответствует всем условиям.

Выбираем сечение по экономической целесообразности

Намечаем стандартные сечения:

s=2х10; 2х16; 1х16; 1х25; 1х120 мм²; 1х95 мм².

Расчет проводится аналогично ВЛ. Результаты сводим в таблицу:

Таблица 5.6 Сечение по экономической целесообразности

2х10	0,47	40	0,08	1,48	3%	0,525	0,013	8000	0,168
2х16	0,35	45	0,13	1,55					0,237
16	0,56	45	0,13	1,55					0,136
25	0,43	50	0,2	1,69					0,21
95	0,2	61	0,76	2,69					0,798
120	0,17	64	0,96	3,06					1,008

Таблица 5.6 (продолжение) Сечение по экономической целесообразности

2х10	18,55	145,4	1,92	0,093	2,013	3,1	2,4
2х16	11,57	92,61	1,2	0,097	1,397	3,25	1,7
16	15,16	121,3	1,57	0,047	1,61	1,63	1,81
25	9,74	77,93	1,01	0,053	1,063	1,76	1,28
95	2,59	20,7	0,33	0,08	0,41	2,82	0,76
120	1,94	15,5	0,2	0,09	0,29	3,21	0,69

По величинам затрат т сечений строим кривую .

Минимум годовых расчетных соответствует сечение s=120мм²

Минимум годовых расчетных соответствует сечение s=120 мм² с кабелем ААБ проложенным в траншее.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 5.3 Зависимость затрат от сечения.

Выбор сечений остальных линий аналогичен и приведен в таблице.

Таблица 5.7 I вариант 6 кВ

№ линии	nкаб, шт.		Поправ. коэф.	Сечение по нагреву	Сечение по мех. прочности		Марка кабеля
Л1	2	167,16	0,8	10	10	120	ААБ(2х95)
Л2	2	286,23	-	16	-	-	ААБ(2х95)
Л5	2	156,3	-	10	-	-	ААБ(2х95)
Л6	2	223,7	-	16	-	-	ААБ(2х95)
Л7

Подобные документы

• Электроснабжение агломерационной фабрики металлургического комбината

  Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса. Центр электрических нагрузок предприятия. Выбор рационального напряжения. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения производства.
  
  курсовая работа [2,7 M], добавлен 13.03.2015
  

• Релейная защита и автоматика общепромышленных предприятий

  Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса. Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения завода собственных нужд. Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой.
  
  дипломная работа [455,0 K], добавлен 16.06.2015
  

• Расчет электроснабжения завода

  Определение расчетной нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса. Определение числа и мощности цеховых трансформаторов завода. Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения. Расчет технико-экономических показателей питающих линий.
  
  курсовая работа [522,6 K], добавлен 30.06.2012
  

• Расчет системы электроснабжения завода железнодорожного машиностроения

  Определение осветительной нагрузки цехов, расчетных силовых нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности. Определение потерь мощности и электроэнергии. Выбор параметров схемы сети электроснабжения.
  
  курсовая работа [4,4 M], добавлен 14.06.2015
  

• Проектирование электроснабжения химического завода

  Характеристика предприятия и источников электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок цеха; числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Компенсация реактивной мощности. Выбор схемы внешнего и внутреннего электроснабжения.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 25.06.2012
  

• Электрические нагрузки

  Определение расчетных электрических нагрузок электроснабжения. Расчет нагрузок осветительных приемников. Выбор схемы электроснабжения цеха. Потери мощности холостого хода трансформатора. Выбор питающих кабелей шинопроводов и распределительные провода.
  
  контрольная работа [350,8 K], добавлен 12.12.2011
  

• Расчет электроснабжения цеха

  Определение расчетных нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор схемы внешнего и внутреннего электроснабжения цеха. Расчет заземляющего устройства. Расчет и выбор аппаратов максимальной токовой защиты. Автоматика в системах электроснабжения.
  
  курсовая работа [249,2 K], добавлен 07.05.2015
  

• Реконструкция внешнего электроснабжения организации

  Общая характеристика системы электроснабжения организации. Определение расчетных нагрузок и выбор электрооборудования для проектирования системы электроснабжения предприятия. Выбор и проверка сборных шин, измерительных трансформаторов тока и напряжения.
  
  дипломная работа [761,4 K], добавлен 22.06.2015
  

• Электроснабжение завода полиэтиленового волокна

  Определение категорий цехов и предприятия по надежности электроснабжения. Выбор количества цеховых трансформаторов с учётом компенсации реактивной мощности. Разработка схемы внутризаводского электроснабжения и расчет нагрузки методом коэффициента спроса.
  
  курсовая работа [382,4 K], добавлен 11.12.2011
  

• Электроснабжение цеха промышленного предприятия

  Выбор и обоснование схемы электроснабжения ремонтного цеха, анализ его силовой и осветительной нагрузки. Определение числа и мощности силовых трансформаторов подстанции. Расчет токов короткого замыкания, проверка электрооборудования и аппаратов защиты.
  
  курсовая работа [9,8 M], добавлен 21.03.2012
  

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