Проектирование внутризаводской системы электроснабжения
Требования к надёжности электроснабжения. Выбор напряжения, типа трансформаторов, цеховых трансформаторных подстанций и схемы электроснабжения предприятия. Автоматизированное проектирование внутризаводской электрической сети. Проверка силовой аппаратуры.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 24.06.2015 |
| Размер файла | 483,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Численное значение стоимости электроэнергии принимается в долях (j) от тарифа, относимых на электрические сети, Для электрической сети в целом оценивается величиной j=0,3. По сетям отдельных напряжений коэффициенты могут быть приняты по табл. Показатели соответствуют соотношению средневзвешенных показателей капитальных вложений и себестоимости на выработку, передачу и распределение 1 кВт•ч электроэнергии.
Если проектируемый электросетевой объект предназначен для выдачи мощности электростанции или электроснабжения узла нагрузки, то Э соответствует электроэнергии, поступающей в данный объект, а ?Э - потерям электроэнергии в этом объекте. Если объект сооружения в замкнутой сети и его ввод приводит к перераспределению потоков мощности на соседних участках сети, то Э должно соответствовать дополнительной электроэнергии, которая будет поступать в рассматриваемый участок сети в связи с вводом проектируемого объекта, а ?Э - изменению потерь в этой сети (с соответствующим знаком):
Где Э" - потери в сети после ввода объекта; Э' - потери в сети до ввода объекта (без учета дополнительной передачи электроэнергии Э).
Увеличение прибыли может быть вызвано повышением надежности электроснабжения, обусловленное вводом электросетевого объекта (снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии или влияние договорного тарифа, зависящего от заданной надежности). На прирост прибыли могут воздействовать также другие факторы, возникающие в результате оптимизации режима электростанций, объединенных на параллельную работу сооружаемой сетью, снижение необходимой установленной мощности электростанций и т.п.
12.2 Выбор схемы внешнего электроснабжения
Сравнение типичных схем электроснабжения.
К схеме внешнего электроснабжения относятся линии электропередач высокого напряжения и главная понизительная подстанция (ГПП).
Для сокращения объема расчетов рассматриваем две типичные схемы внешнего электроснабжения.
Рис.10. Типичные схемы внешнего электроснабжения:
В первой схеме предусматривается резервная кабельная линия (РЛ) от близлежащей подстанции, по которой осуществляется питание потребителей 1 категории при аварийном выходе из строя одноцепной линии, т.к. для этих потребителей должны предусматриваться (согласно ПУЭ), не менее 2 независимых источников питания.
Ввиду того, что сечение кабельной линии получается нерационально большим, а, следовательно, и неэкономичным, одноцепную линию рассматривать не будем.
,где
Sр1- полная расчетная нагрузка потребителей 1 категории в соответствии с заданием кВ А
Uкл = 10кВ - номинальное напряжение резервной кабельной линии, кВ
Определяем величину нестандартного напряжения по формулам, полученным на основе статических данных (формула Стилла) для выбора напряжения питающей линии электропередачи.
, где
l - расстояние, км;
Р - передаваемая мощность ,МВт.
1) 2 схема с Uл=35 кВ;
2) 2 схема с Uл=110 кВ;
Для каждого варианта рассчитывают значение номинального тока:
Для двух одно-цепных линий:
По величине номинального тока и экономической плотности тока определяют нестандартные значения сечений проводов всех линий
1) Si=270/1,1=245,5мм2
2) Si=130/1,1=79,1мм2
где jэк = 1,1 - экономическая плотность тока, А/мм2
Исходя из рассчитанной величины Si, по справочнику выбираем стандартные сечения и марки проводов линий.
С учетом номинальных напряжений выбираем следующие:
Таблица12.1
|
Вариант |
Номинальное напряжение, кВ |
Провод |
Длительно допустимая нагрузка на одну цепь, А |
Длина линий на 1% потери напряжения при полной нагрузке, м |
Общая стоимость, тыс. руб/км |
||
|
Марка. |
Сечение, мм2 |
Железобетонные опоры с одновременной подвеской двух цепей |
|||||
|
1 |
35 |
АС |
2х120 |
2х385 |
2х2340 |
2х662,5=1325 |
|
|
2 |
110 |
АС |
70 |
270 |
6400 |
727,5 |
Мощность трансформаторов ГПП Sтр выбираем с учетом их допустимой перегрузки в соответствии с ПУЭ.
, где
nт - число трансформаторов на ГПП
Кзагр - коэффициент допустимой загрузки трансформаторов, зависящий от графика нагрузки, условий окружающей среды и др.
При выборе мощности трансформаторов для варианта с двумя одно-цепными линиями следует учитывать, что при аварийном отключении одного трансформатора другой должен обеспечить питание потребителей первой категории (с учетом аварийного режима 40 МВА).
Кзагр=0,7nт=2
Sтр=33256/0,7.2= 23754кВА 25МВА
Выбираем следующие трансформаторы
Таблица 12.2
|
N вар |
Тип |
Uкз, % |
?Рхх, кВт |
?Ркз,кВт |
iхх,% |
|
|
1 |
ТРДН 25000/35 |
9,5 |
25 |
125 |
0,5 |
|
|
2 |
ТРДН 25000/110 |
10,5 |
30 |
120 |
0,75 |
Таблица 12.3 Технико-экономические показатели типовых подстанций
|
Напряжение |
Тип и мощность подстанции |
Стоимость, тыс.руб |
|
|
35/10 |
ГПП-35-I-2х25000 |
13648 |
|
|
110/10 |
ГПП-110-III-2х25000 Б2Р |
15335 |
Выбрав силовые трансформаторы на ГПП и параметры линий электропередачи, переходим к расчёту экономических показателей вариантов схем внешнего электроснабжения для определения оптимального варианта.
Расчёт экономических показателей
Потери электроэнергии в элементах схемы можно определять по формулам:
потери в линиях
где ДРл -- потери активной мощности в линии, кВт;
ф -- число часов максимальных потерь;
U -- номинальное напряжение линии, кВ;
R -- активное сопротивление линии, Ом;
ro -- удельное сопротивление линии, Ом/км, которое определяется по справочникам (ro=0,35Ом/км для 70мм2 и ro=0,27Ом/км для 120мм2);
l -- длина линии, км;
nц -- число цепей воздушных линий;
потери в трансформаторах
где пт -- число параллельно работающих трансформаторов;
ДР'х.х -- приведенные потери холостого хода, кВт,
ДР'к.з -- приведенные потери короткого замыкания, кВт,
где ДРх.х, ДРк.з -- потери холостого хода и потери короткого замыкания трансформатора по справочникам, кВт;
ДQх.х -- постоянная составляющая потерь реактивной мощности холостого хода трансформатора, кВ•А;
ДQк.з-- реактивные потери мощности при полной нагрузке, кВ•А;
Jх.х, Uкз -- ток холостого хода и напряжение короткого замыкания в процентах по справочникам;
Кэ -- экономический эквивалент реактивной мощности (коэффициент превышения потерь). Величина Кэ может быть принята в среднем 0,05--0,07 кВт/(кВ•А);
Твкл -- число часов работы трансформаторов в году, ч. Можно принимать Твкл = 8760 ч;
Sн.т -- номинальная мощность трансформатора, кВ•А.
Годовые потери электроэнергии в элементах схемы вычисляются по формуле
Капитальные затраты
Капитальные затраты на элементы системы электроснабжения состоят из расходов на оборудование, строительные и монтажные работы:
Кi=Коб+Кстр+Км, где
Кi - капитальные затраты на i-тый элемент схемы электроснабжения, руб
Коб, Кстр, Км - соответственно затраты на оборудование, строительные и монтажные работы, руб
Кст, Км для линий принимаем, усреднено в размере 30% от стоимости оборудования. Для трансформаторов ГПП уже дана полная стоимость.
Капитальные затраты для рассматриваемых схем
где Кл - капитальные затраты в двухцепные линии, руб
Кгпп - капитальные затраты по ГПП с двумя трансформаторами, руб
Капитальные затраты в линии могут быть определены по формуле:
Кл=1,3·kуд.l,
kуд - удельные затраты на 1 км. линий, которые можно определить по справочнику
1) kуд=662,5 тыс.руб /км. - железобетонные опоры
Кл=1,3·662,5·2·14=24115 тыс.руб
2) kуд=727,5 тыс.руб /км. - железобетонные опоры
Кл=1,3·727,5•14=13240,5 тыс.руб
Капитальные затраты на ГПП могут быть определены по формуле:
где К'ГПП -- капитальные затраты для типовой ГПП, руб.;
Sнт -- мощность трансформаторов, выбранных по расчету, кВ•А;
S'нт -- мощность трансформаторов типовой ГПП, кВ•А.
1)Кгпп=13648·25/25=13648 тыс.руб
2)Кгпп=15335·25/25=15335 тыс.руб
Определяем капитальные затраты для рассматриваемых схем:
1 вариант К=24115+13648=37763 тыс.руб
2 вариант К=13240,5 +15335=28575,5 тыс. руб
Годовые эксплуатационные расходы
Расчет годовых эксплуатационных расходов производится в соответствии формулой :
, где
- суммарные амортизационные отчисления по всем элементам схемы, руб/год;
- суммарные годовые расходы на обслуживание системы электроснабжения (з/плата рабочих, занятых обслуживанием и текущим ремонтом, стоимость, расходуемых при эксплуатации и текущем ремонте материалов), руб/год;
- суммарная стоимость потерь энергии в элементах схемы электроснабжения за год, руб/год;
М(У) - математическое ожидание ущерба от перерыва в электроснабжении потребителей за год , руб/год;
Величину амортизационных отчислений определяют по элементам схемы электроснабжения:
,
где Наi -- норма амортизации для i-того элемента схемы электроснабжения, процентные значения Наi приведены в [1];
п -- количество разнотипных элементов схемы.
Таблица 12.4
|
1 вариант |
2 вариант |
|
Затраты на обслуживание и текущий ремонт также определяются в процентах от капитальных затрат:
,
где Ноi -- годовой норматив расходов на обслуживание для i-того элемента схемы электроснабжения, процентные значения приведены в [1].
Таблица 12.5
|
1 вариант |
2 вариант |
|
Стоимость годовых потерь электроэнергии определяют по формуле:
,
где ДWi -- годовые потери электроэнергии в элементах схемы, кВт•ч,
г -- удельная стоимость электроэнергии (потерь), руб./кВт•ч. Величина г зависит от тарифов на электроэнергию в данной энергосистеме, от режима потребления электроэнергии и может быть определена выражением:
где а -- годовая основная ставка двухставочного тарифа за киловатт максимальной нагрузки, руб./кВт; b -- дополнительная ставка двухставочного тарифа за потребляемую энергию, руб./кВт•ч.
Число часов использования максимальной нагрузки определяется по выражению:
,
Таблица 12.6
|
1 вариант |
2 вариант |
|
Математическое ожидание ущерба от перерыва в электроснабжение промышленного предприятия может быть приближенно определено по выражению:
М (У) = уоМ (W)
где уо -- удельный ущерб, в руб./кВт•ч, величина которого в расчетах может быть принята 30 руб./кВт•ч или по справочным данным для различных типов предприятий;
M(W) -- математическое ожидание недоотпуска электроэнергии потребителям из-за аварийных перерывов в системе электроснабжения,
для двухцепной линии:
M(W) = Pp h2'' Tmax + (Pp -- Pp1) h2' Tmax
где Pp1 -- расчетная активная нагрузка потребителей первой категории
Рр1=S1кат0.85=8000·0,85=6800 кВт
h2' и h2'' -- вероятность аварийного перерыва в электроснабжении для двухцепной линии соответственно для одной и двух цепей.
Для одной цепи вероятность аварийного перерыва может быть определена как сумма вероятностей аварийного отключения последовательных элементов цепи:
где hi -- вероятность аварийного отключения i-того элемента цепи;
mi -- ожидаемое число повреждений i-того элемента цепи за год, раз/год;
tавi -- число часов аварийного простоя i-того элемента цепи за один отказ, ч.
Величины mi и tавi определяются по табл.
Определяется и вероятность аварийного перерыва для каждой цепи двухцепной линии h1ц и h2ц. Можно принимать:
hц = h1ц = h2ц.
Для двухцепной линии вероятность аварийного отказа одной линии:
h2' = (1 -- h1ц) h2ц + (1 -- h2ц) h1ц = 2 hц (1 -- hц),
вероятность аварийного отказа двух цепей одновременно:
h2'' = h1ц h2ц = hц2.
Для обоснования экономически выгодного варианта все расчеты необходимо представить в итоговую таблицу и провести необходимые расчеты показателей экономической эффективности по методике ЮНИДО.
Если капитальные вложения и годовые эксплуатационные расходы (текущие затраты) в одном из вариантов оказываются наименьшими, то целесообразность выбора не вызывает сомнения.
Сведем найденные показатели в таблицу.
Таблица 12.7
|
ПОКАЗАТЕЛЬ |
Ед.изм. |
35 кВ |
110 кВ |
||
|
Капитальные затраты |
К |
тыс.руб. |
37763 |
28575,5 |
|
|
Амортизационные отчисления |
Са |
тыс.руб. |
1452 |
1299 |
|
|
Отчисления на обслуживание и ремонт |
Со |
тыс.руб. |
253 |
251 |
|
|
Суммарные потери электроэнергии |
?W |
тыс.кВт·ч. |
11013 |
1685 |
|
|
Стоимость потерь электроэнергии |
Спэ |
тыс.руб. |
14096 |
2156,8 |
|
|
Математическое ожидание ущерба |
М(У) |
тыс.руб. |
9342 |
8599 |
|
|
Годовые эксплуатационные расходы |
И |
тыс.руб. |
25143 |
12306 |
Вывод: У варианта "110кВ" все показатели имеют меньшие значения, что обусловлено необходимостью применять большие сечения для ЛЭП 35кВ, а это приводит к высоким затратам.
В случае, если один из вариантов не является наилучшим по всем показателям, то необходимо произвести дополнительный расчет.
Расчёт аннуитированных затрат
;
К - общие капитальные затраты;
g - процентная ставка
t - срок службы схемы
Если же соотношение величин капитальных затрат и эксплуатационных расходов таково, что сразу нельзя сделать вывод о преимуществах какого-то варианта для выбора одного из них, то следует воспользоваться следующими показателями экономической эффективности.
1. Чистая дисконтированная стоимость
2. Период возврата затрат
3. Внутренняя норма доходности инвестиций
4. Индекс прибыльности
Основной сводится к расчету чистой текущей стоимости - NPV (next present value), которую можно определить следующим образом: текущая стоимость денежных притоков за вычетом текущей стоимости оттоков, т.е. данный метод предусматривает дисконтирование денежных потоков с целью определения эффективности инвестиций. Основной сводится к расчету чистой текущей стоимости - NPV (next present value), которую можно определить следующим образом: текущая стоимость денежных притоков за вычетом текущей стоимости оттоков, т.е. данный метод предусматривает дисконтирование денежных потоков с целью определения эффективности инвестиций.
Приток денежных средств распределен во времени, его дисконтирование производится по процентной ставке i. Важным моментом является выбор уровня процентной ставки, по которой производится дисконтирование.
Серьезным фактором при определении процентной ставки, используемой для дисконтирования, является учет риска. Риск в инвестиционном процессе, предстает в виде возможного уменьшения реальной отдачи от вложенного капитала по сравнению с ожидаемой.
,
где P1, P2,…,Pn - годовые денежные поступления в течение n-лет;
IC - стартовые инвестиции;
I - ставка сравнения.
Очевидно, что при NPV?0 - проект следует принять; NPV?0 - проект должен быть отвергнут; NPV=0 - проект не прибылен, но и не убыточен.
Показатель NPV отражает прогнозную оценку изменения экономического потенциала предприятия в случае принятия рассматриваемого проекта. Этот показатель аддитивен во временном аспекте, т.е. NPV различных проектов можно суммировать. Это очень важное свойство, выделяющий этот критерий из всех остальных и позволяющее использовать его в качестве основного при анализе инвестиционного портфеля.
Абсолютная величина чистого приведенного дохода зависит от двух видов параметров. Первые характеризуют инвестиционный процесс объективно. Они определяются производственным процессом (больше продукции - больше выручки, меньше затраты - больше прибыль и т.д.). Ко второму виду относится единственный параметр - ставка сравнения.
Рассматривая свойства чистого приведенного дохода, необходимо обратить внимание еще на одну проблему. Дело в том, что при высоком уровне ставки отдаленные платежи оказывают малое влияние на величину NPV. В силу этого варианты, различающиеся по продолжительности периодов отдачи, могут оказаться практически равноценными по конечному экономическому эффекту.
Инвестиции означают расходы на строительство новых заводов, на станки и оборудование с длительным сроком службы и т.п.
Расчет эффективности представляет собой описание ожидаемых экономических результатов от запланированных капиталовложений.
Существует несколько различных методов определения эффективности, наиболее распространенные из них:
а)метод расчета чистой дисконтированной стоимости;
б)метод расчета внутренней нормы окупаемости инвестиций.
в)метод расчета срока окупаемости (полного возмещения).
г)метод расчета индекса прибыльности.
1.Метод расчёта чистой дисконтированной стоимости.
Чистая дисконтированная стоимость - это разность между текущей, дисконтированной на базе расчётной ставки процента, стоимостью поступлений от инвестиций и величиной капиталовложений.
При разовой инвестиции математически расчёт чистой дисконтированной стоимости можно представить формулой:
где P1,P2,Pk,...,Pn -- годовые денежные поступления в течение n-лет;
IS -- стартовые инвестиции;
I -- ставка сравнения.
Очевидно, что если NVP> 0 -- проект следует принять;
если NVP<0 -- проект должен быть отвергнут;
NVP= 0 -- проект не прибылен, но и не убыточен.
Если проект предполагает не разовую инвестицию, а последовательное инвестирование финансовых ресурсов в течение нескольких лет (m-лет), то формула для расчёта модифицируется:
Стоимостная оценка основного результата сооружения электрической сети определяется по формуле:
Сопутствующий результат сооружения электрической сети:
В нашем случае эта формула имеет следующий вид:
2.Метод расчета внутренней нормы окупаемости инвестиций позволяет оценить эффективность капиталовложений путём сравнения внутренней (предельной) нормы окупаемости инвестиций с эффективной ставкой процента. Внутренняя норма окупаемости соответствует такой ставке процента, при которой достигается нулевая чистая дисконтированная стоимость.
Критерием выбора по этому методу является то, что значение IRR показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которой делает проект убыточным.
Если IRR>CC, то проект следует принять;
IRR<CC, проект следует отвергнуть;
IRR=CC, проект ни прибыльный, ни убыточный;
IRR -- внутренняя норма окупаемости;
СС -- привлечённые финансовые ресурсы.
Расчёт эффективности инвестиций описывает экономические результаты, которые, как ожидается, дадут вложенные средства. Исходя из этих расчётов, можно решить, эффективны ли запланированные инвестиции с чисто экономической точки зрения. Если расчёт произведен по первому методу, осуществлять капиталовложения можно лишь в том случае, когда величина чистой дисконтированной стоимости положительна (или равна нулю). Если же расчёт производится по второму методу, инвестиции могут считаться эффективными в том случае, когда показатель внутренней нормы окупаемости капиталовложений достаточно высок. Принимая инвестиционные решения, необходимо учесть различного рода риски. Чем длиннее инвестиционный цикл, тем при прочих равных условиях инвестиции более рискованны. Поэтому некоторые предприятия используют метод полного возмещения, по которому определяются количество, продолжительность периодов, за время которых происходит полное возмещение инвестированных средств. Выбор инвестиционного решения осуществляется по принципу: чем короче срок полного возмещения капиталовложений, тем они эффективнее. Этот метод может эффективно применяться наряду с методами расчёта чистой дисконтированной стоимости или внутренней нормы окупаемости капиталовложений. Для анализа инвестиционных проектов возможно также использование индекса рентабельности, т.е. отношения между суммой дисконтированных чистых потоков денежных средств от инвестиций и суммой инвестиций.
Названные показатели в совокупности дают наиболее реальную картину для принятия инвестиционных решений.
Периодом окупаемости nу проекта называется время, за которое сумма поступлений от реализации проекта покроет сумму затрат. Срок окупаемости обычно измеряется в годах или месяцах.
Если не учитывать фактор времени, т. е. Когда равные суммы дохода, получаемые в разное время, рассматриваются как равноценные, то этот показатель можно определить по формуле:
Т.е. период окупаемости показывает необходимое число лет для возмещения стартовых инвестиционных доходов. Если рассчитанный период окупаемости меньше максимально приемлемого, то проект принимается, если нет -- отвергается. nу> nmax -- это приемлемо, nу< nmax -- проект принимается
Вариант N1:
0 год: -37763
1 год +73820
+36057
, т.е. окупится за полгода.
Вариант N2:
0 год -28575,5
1 год +86032
+57456,5
окупится за 4 месяца.
Наряду с наглядностью и простотой этот показатель имеет один существенный недостаток -- он не учитывает ценность поступлений будущих периодов.
Для устранения указанного недостатка все основные показатели эффективности инвестиций рассчитываются только с использованием приведенных (дисконтированных) денежных потоков.
Индекс прибыльности -- критерий оценки инвестиционного проекта, определяемый как частное от деления суммы приведенных поступлений на приведенную стоимость затрат.
Если инвестиции осуществлены разовым вложением, то данный показатель рассчитывается по формуле:
Pk -- чистый доход;
IS -- стартовые инвестиции;
Vn -- дисконтный множитель.
Если инвестиции представляют собой некоторый поток, то:
ISt -размеры инвестиционных затрат в периоды t=1,2,...,n.
Если Р1=1, то это означает, что доходность инвестиций точно соответствует ставке сравнения.
При Р1<1 инвестиции нерентабельны, так как не обеспечивают норматив.
Индекс прибыльности также является одним из показателей, на основании которого производится сравнение различных проектов и принимают решение о финансировании. Он рассчитывается как частное приведенных поступлений на приведенные выплаты.
Совокупность всех рассмотренных показателей отражает эффективность проекта с различных сторон.
Элементы основного капитала, а также страховой запас, необходимые резервы денежных средств, стабильная часть дебиторской задолженности финансируются за счет долгосрочного кредита. Остальная часть оборотных активов, величина которых зависит от величины товарного потока, за счет кратковременного капитала.
Финансирование подобным образом никак не рискованно, даже если средства, вложенные в здания, машины, автомобили и т.д. (основной капитал), а также в создание необходимых запасов, денежных резервов, кредитование клиентов (оборотный капитал), неожиданно будут востребованы кредитором. В то же время, к примеру, завод будет в состоянии, при сезонных изменениях той части запасов, которая превосходит нормативные, быстро получить тот капитал, за счет которого финансируются создание сезонных запасов.
Найденные показатели показывают, что срок окупаемости меньше у варианта "110 кВ", а также этот вариант имеет больший индекс прибыльности.
Стоимость элементов данной схемы приведена в табл. 12.8
Таблица 12.8
|
Оборудование |
Кол-во |
Цена за единицу, тыс.руб. |
Всего, тыс. руб. |
Нормы амортизации % |
Сумма амортиза- ции, тыс.руб. |
|
|
Трансформатор ТРДН 25000/110/10 |
2 шт. |
4800 |
9600 |
5 |
480 |
|
|
ТСН ТМ -100/10/0.4 |
4 шт. |
170 |
680 |
5 |
34 |
|
|
ВБЭК 10-20/1000 |
4 шт. |
420 |
1680 |
7 |
117,6 |
|
|
Ячейки РУ ВН |
6 шт. |
276 |
1656 |
10 |
165,6 |
|
|
КТП с ТМГ 1000 кВА |
4 шт. |
899 |
3596 |
5 |
179,8 |
|
|
КТП с ТМГ 2500 кВА |
16 шт. |
1962 |
31392 |
5 |
1569,6 |
|
|
УКЛН-0,38-450-150 У3 |
11 шт. |
236 |
2596 |
10 |
259,6 |
|
|
УКЛН-0,38-300-150 У3 |
7 шт. |
153,6 |
1075,2 |
10 |
107,5 |
|
|
УКЛН -0.38-600-150 У3 |
14 шт. |
297,9 |
4170,6 |
10 |
417 |
|
|
УКЛН -0.38-150-150 У3 |
2 шт. |
77,3 |
154,6 |
10 |
15,5 |
|
|
Ячейки РУ НН 630А |
42 шт. |
260 |
10920 |
10 |
1092 |
|
|
СД 15-76-6 Рн=1250 кВт |
4 шт. |
2072 |
8288 |
5 |
414,4 |
|
|
ВВ/ТЕL-10/630 УХЛ |
29 шт. |
320 |
9280 |
7 |
649,6 |
|
|
ВЛЭП F=70 мм |
11000 м. |
0,238 |
2618 |
3 |
78,5 |
|
|
Кабель ААБ F=3х120 мм |
6000 м. |
0,385 |
2310 |
3 |
69,3 |
|
|
Кабель ААБ F=3х180 мм |
1500 м. |
0,538 |
807 |
3 |
24,2 |
|
|
ИТОГО: |
90823,4 |
5674,2 |
12.3 Расчет электроэнергетической слагаемой себестоимости промышленной продукции
Для расчета электроэнергетической слагаемой полной себестоимости промышленной продукции необходимо определить затраты по передаче и транспортированию электроэнергии.
Они определяются, как сумма следующих составляющих:
- амортизационные отчисления от стоимости основных фондов
энергохозяйства предприятия, руб/год.
- стоимость энергии, потребляемой за год предприятием, руб/год.
- заработная плата персонала энергоцеха за год, руб/год
- стоимость материалов, расходуемых за год, на текущий ремонт и
обслуживание электрической части заводского хозяйства руб/год
- отчисления на социальное страхование, руб/ год
- прочие годовые расходы, руб/год
Расчёт стоимости годового расхода электроэнергии
Стоимость электроэнергии, потребляемой предприятием за год, определяется по тарифам для той энергосистемы, где расположено проектируемое предприятие.
Оплата может осуществляться по одноставочному и двухставочному тарифам. По двухставочному тарифу оплачиваются потребители, которые называются "Базовыми потребителями" (далее 1 группа) и у которых среднее за период регулирования значение заявленной (или расчетной) мощности равно или более 65 мВт и имеется автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ). К таким предприятием отнесены: ОАО "Автоваз"; ООО "Тольяттикаучук"; ОАО "Самарский металлургический завод"; ЗАО "ЭСКОН"; ООО "Транснефтьсервис"; ОАО "Куйбышевазот".
В дипломной работе стоимость электроэнергии, потребленной за год, определяется по двухставочному тарифу, так как данный потребитель имеет полную мощность S=50172 кВА, что больше 750 кВА.
Основная плата взимается за заявленную мощность в часы максимума нагрузки энергосистемы, а дополнительная плата - за потребленную электроэнергию
Са = а•Рзаяв + b•Wгод
Где а и b - ставки двухставочного тарифа;
а=2292 руб./кВт·мес - основная ставка двухставочного тарифа;
b=0,959 руб./кВт·ч - дополнительная ставка двухставочного тарифа;
Рзаяв - заявленная мощность в часы максимума энергосистемы, кВт. Эта величина может быть определена по графику нагрузки для рабочего дня. Время максимума энергосистемы можно принять от 18 до 22 час. Рз=44185 кВт
Wгод - годовой расход электроэнергии, квт.ч.
В проектируемой ГПП расчетные счетчики установлены на НН поэтому их показания при расчете платы за потреблённую электроэнергию необходимо умножить на коэффициент 1,025.
Годовой расход электроэнергии определяется:
где: - суточный расход электроэнергии в рабочие дни;
- суточный расход электроэнергии в выходные дни;
nр=250 - число рабочих дней в году при пятидневной рабочей неделе;
nвых=115 - число выходных дней в году.
Данные Pi и ti определяем по суточным графикам активных нагрузок предприятия в рабочие и выходные дни. Определяем суточной расход электроэнергии по формулам:
Wг=1,025·(250·817000+115·130000)=224680000 кВт·ч
Сэ=12·229244185+0,959·224680000=1430732,4 тыс.руб
Основная заработная плата рабочих включает в себя оплату по тарифным ставкам и премии, выплачиваемые по повременно - премиальной системе:
Соснз.п.р.=(1+впр)ФдУNiЗi
впр - коэффициент, учитывающий премии рабочим из фонда заработной платы, впр = 0,1 ч 0,3; Ni - количество рабочих i-того разряда;
3i - часовая тарифная ставка i-того разряда, руб;
Фд - действительный годовой фонд времени работы, ч.
Фд = = 1742,5 часа
nр =250 дней - число рабочих дней в году по календарю для пятидневной рабочей недели.
Ки - коэффициент использования рабочего времени в течении года Ки = 0,8-0,9.
Таблица 12.9 Примерный состав бригад ремонтных рабочих и смены эксплуатационных рабочих.
|
Профессия |
Тариф разряда |
Число ремонтных рабочих |
Число эксплуатационных рабочих |
|
|
Электромонтер |
VI |
3 |
6 |
|
|
V |
1 |
4 |
||
|
IV |
3 |
3 |
||
|
III |
2 |
2 |
||
|
II |
2 |
- |
||
|
ВСЕГО: |
- |
11 |
15 |
Таблица 12.10 Часовые ставки для разрядов
|
Тариф разряда |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
|
|
Ставка руб/час |
12 |
16 |
20 |
26 |
32 |
38 |
Основная заработная плата ИТР завода:
Таблица 12.11 Примерный состав ИТР проектируемого завода
|
Должность |
Количество единиц |
Месячный оклад руб/мес |
Сумма окладов, руб/мес |
Фонд з/пл., руб./год |
|
|
Главный энергетик |
1 |
25000 |
25000 |
300000 |
|
|
Зам.главного энергетика |
1 |
20000 |
20000 |
240000 |
|
|
Дежурный энергетик |
4 |
18400 |
73600 |
883200 |
|
|
Начальник эл.цеха |
1 |
17500 |
17500 |
210000 |
|
|
Начальник смены |
2 |
16900 |
33800 |
405600 |
|
|
Старший мастер |
3 |
15000 |
45000 |
540000 |
|
|
Мастер |
8 |
14200 |
113600 |
1363200 |
|
|
ВСЕГО: |
20 |
- |
310500 |
3942000 |
Ni ИТР - количество ИТР, с одинаковым должностным окладом.
Зi м - месячный оклад i-той категории ИТР, руб./мес.
Дополнительная заработная плата персонала
Дополнительная заработная плата включает в себя выплаты не связанные с рабочим временем (оплата очередных и ученических отпусков, временем выполнения государственных обязанностей и т.д.)
=0,1- коэффициент, учитывающий расход на дополнительную плату
Годовой фонд заработной платы персонала определяется :
Отчисления на социальные нужды
Отчисления на социальное страхование Ссс предназначены для выплаты пенсий, пособий по временной нетрудоспособности и финансирования некоторых других социальных мероприятий.
- норматив отчислений на социальное страхование, который принимается равным 26 %.
Затраты на материалы
Годовая стоимость материалов, расходуемых на текущий ремонт и эксплуатационное обслуживание, может быть определена косвенно в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования.
См= ам •Соснзпр
ам=0,5 - доля затрат на материалы
Прочие расходы
Величина прочих расходов за год по электроснабжению завода может быть определена косвенно по формуле:
Спр=апрСзпросн
апр=0,5 - доля прочих затрат от основной заработной платы
Таблица 12.12 Смета годовых эксплуатационных расходов
|
Ставки |
Величина, тыс.руб. |
Затраты в % к итогу |
|
|
Основная з/пл. работников |
1730,651 |
11,6 |
|
|
Основная зарплата ИТР |
3942 |
26 |
|
|
Дополнительная з/пл. работников |
567,265 |
3,7 |
|
|
Отчисление на социальное страхование |
1622,378 |
10,6 |
|
|
Годовая стоимость материалов |
865,325 |
5,6 |
|
|
Прочие расходы |
865,325 |
5,6 |
|
|
Амортизационные отчисления |
5674,2 |
37 |
|
|
ИТОГО: |
15267 |
100 % |
Таблица 12.13 Калькуляция себестоимости одного потребляемого кВт*ч энергии (электроэнергетическая составляющая)
№п/п |
Показатели и статьи расходов |
Единица измерения |
При расчете по двухстав. тарифу |
|
|
1 |
Количество электроэнергии, получаемой из энергосистемы |
тыс. кВт*ч |
224680 |
|
|
2 |
Годовой максимум нагрузки предприятия |
кВт |
44185 |
|
|
3 |
Основная ставка по тарифу за месяц |
руб/ кВт |
2292 |
|
|
4 |
Дополнительная ставка по тарифу |
руб/ кВт*ч |
0,959 |
|
|
5 |
Основная плата по тарифу |
тыс. руб. |
1215264 |
|
|
6 |
Дополнительная плата |
тыс. руб. |
215468 |
|
|
7 |
Итого оплата за полученную электроэнергию |
тыс. руб. |
1430732 |
|
|
8 |
Годовые эксплуатационные расходы |
тыс. руб. |
16543,9 |
|
|
9 |
Всего годовых затрат |
тыс. руб. |
1447276 |
|
|
10 |
Потери электроэнергии в сетях |
тыс. кВт*ч |
3328 |
|
|
11 |
Количество электроэнергии полезно переданное на производственные нужды и освещение |
тыс. кВт*ч |
221352 |
|
|
12 |
Цеховая (внутризаводская) себестоимость 1 кВт*ч полезно потребленной электроэнергии |
руб. за кВт*ч |
0,99 |
Таблица 12.14 Технико - экономические показатели предприятия
|
№ п/п |
Показатели |
Единица измерения |
Абсолютное значение показателя |
|
|
1 |
Максимум электрической нагрузки |
кВт |
44185 |
|
|
2 |
Количество потребляемой электроэнергии за год |
кВт*ч |
224680000 |
|
|
3 |
Потери электроэнергии во внутризаводской схеме электроснабжения |
кВт*ч |
3328000 |
|
|
4 |
Количество полезно потребляемой электроэнергии |
кВт*ч |
221352000 |
|
|
5 |
Коэффициент мощности |
0,92 |
||
|
6 |
Внутризаводская (цеховая) себестоимость 1 кВт*ч полезно потребляемой электроэнергии |
руб. |
0,99 |
|
|
7 |
Количество персонала |
чел. |
46 |
|
|
8 |
Фондовооруженность (годовая) |
тыс.руб./чел. |
360 |
|
|
9 |
Сметная стоимость схемы |
тыс.руб. |
167350 |
|
|
10 |
Удельная сметная стоимость в расчете на 1 кВт максимума нагрузки |
руб./кВт |
3787 |
13. Охрана труда
13.1 Обеспечение безопасности персонала при работе в КТП и РУ
Помещения КТП предприятия, примыкающие к помещениям, принадлежащим сторонним организациям и имеющим оборудование, находящееся под напряжением, изолировано от них и имеет отдельный запирающийся выход.
В помещениях КТП окна всегда закрыты, а проемы в перегородках между аппаратами, содержащими масло, заделаны. Все отверстия в местах прохождения кабелей уплотнены. Для предотвращения попадания животных и птиц все отверстия и проемы в наружных стенах помещений заделаны или закрыты сетками.
Токоведущие части пускорегулирующих аппаратов и аппаратов защиты ограждены от случайных прикосновений.
Электрооборудование КТП всех видов и напряжений удовлетворяет условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях, перенапряжениях и перегрузках.
Класс изоляции электрооборудования соответствует номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений - уровню изоляции электрооборудования.
Нагрев наведенным током конструкций, находящихся вблизи токоведущих частей, по которым протекает ток, и доступных для прикосновения персонала, не превышает 50 °С.
Температура воздуха внутри помещений КТП в летнее время не более 40° С. Для этого приняты меры к снижению температуры оборудования и охлаждению воздуха.
За температурой разъемных соединений шин в РУ КТП организован контроль по утвержденному графику.
Покрытие полов КТП выполнено так, чтобы не происходило образования цементной пыли.
Помещения, предназначенные для установки ячеек КРУ, а также для их ревизии перед монтажом и ремонтом, изолированы от улицы и других помещений. Стены, пол, потолок окрашены пыленеобразующей краской.
Уборка помещений производится мокрым или вакуумным способом. Помещения должны оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Воздух приточной вентиляции проходит через фильтры, предотвращающие попадание в помещение пыли.
Кабельные каналы и наземные кабельные лотки КТП и РУ закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, лотков, с этажей и переходы между кабельными отсеками уплотнены огнеупорным материалом.
Туннели, подвалы, каналы содержатся в чистоте, а дренажные устройства обеспечивают беспрепятственный отвод воды.
Маслоприемники, гравийная подсыпка, дренажи и маслоотводы поддерживаются в исправном состоянии.
Уровень масла в масляных выключателях, измерительных трансформаторах и вводах выбирается так, чтобы оставаться в пределах шкалы маслоуказателя при максимальной и минимальной температурах окружающего воздуха.
Масло негерметичных вводов должно защищено от увлажнения.
Места, в которых допускается переезд автотранспорта через кабельные каналы, отмечены знаком.
На всех ключах, кнопках и рукоятках управления нанесены надписи, указывающие операцию, для которой они предназначены ("Включить", "Отключить", "Убавить", "Прибавить" и др.).
На сигнальных лампах и сигнальных аппаратах нанесены надписи, указывающие характер сигнала ("Включено", "Отключено", "Перегрев" и др.).
Выключатели и их приводы имеют указатели отключенного и включенного положений.
Приводы разъединителей, заземляющих ножей, отделителей, короткозамыкателей и другого оборудования, отделенного от аппаратов стенкой, имеют указатели отключенного и включенного положений.
Персонал, обслуживающий КТП и РУ, располагает документацией по допустимым режимам работы в нормальных и аварийных условиях.
У дежурного персонала имеется запас плавких калиброванных вставок. Плавкие вставки соответствуют типу предохранителей.
Исправность резервных элементов КТП и РУ (трансформаторов, выключателей, шин и др.) регулярно проверяется включением под напряжение в сроки, установленные местными инструкциями.
Оборудование КТП и РУ периодически очищается от пыли и грязи.
Уборку помещений КТП и РУ и очистку электрооборудования выполняет обученный персонал с соблюдением правил безопасности.
Распределительные устройства напряжением 3000 В и выше оборудованы блокировочными устройствами, предотвращающими возможность ошибочных операций разъединителями, отделителями, короткозамыкателями, выкатными тележками КРУ и заземляющими ножами. Блокировочные устройства, кроме механических, постоянно опломбированы.
Для наложения заземлений в РУ КТП напряжением 3000 В и выше, применяются стационарные заземляющие ножи.
Рукоятки приводов заземляющих ножей окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи - в черный. Операции с ручными приводами аппаратов производятся с соблюдением правил безопасности.
На дверях и внутренних стенках камер РУ, лицевых и внутренних частях КТП наружной и внутренней установки, сборках, а также на лицевой и оборотной сторонах панелей щитов выполнены надписи, указывающие назначение присоединений и их диспетчерское наименование.
На дверях КТП и РУ вывешены или нанесены предупреждающие плакаты и знаки установленного образца в соответствии с требованиями "Правил применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках".
На предохранительных щитках и (или) у предохранителей присоединений нанесены надписи, указывающие номинальный ток плавкой вставки.
В РУ КТП находятся переносные заземления, защитные, противопожарные и вспомогательные средства (песок, огнетушители), противогазы, респираторы и средства для оказания доврачебной помощи пострадавшим от несчастных случаев.
Шкафы с аппаратурой устройств релейной защиты и автоматики, связи и телемеханики, шкафы управления и распределительные шкафы воздушных выключателей, а также шкафы приводов масляных выключателей, отделителей, короткозамыкателей и двигательных приводов разъединителей, установленных в РУ КТП, в которых температура воздуха может быть ниже допустимого значения, имеют устройства электроподогрева. Включение и отключение электроподогревателей осуществляется автоматически.
Шарнирные соединения, подшипники и трущиеся поверхности механизмов выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей и их приводов смазаны низкозамерзающими смазками, а масляные демпферы выключателей и других аппаратов - заполнены маслом, температура замерзания которого не менее чем на 20 °С ниже минимальной зимней температуры наружного воздуха.
Профилактические проверки, измерения и испытания оборудования КТП и РУ проводятся в объемах и в сроки, предусмотренные Нормами.
При осмотре КТП и РУ особое внимание обращается на следующее:
состояние помещения, исправность дверей и окон, отсутствие течи в кровле и междуэтажных перекрытиях, наличие и исправность замков;
исправность отопления и вентиляции, освещения и сети заземления;
наличие средств защиты;
уровень и температуру масла и отсутствие течи в аппаратах;
состояние контактов, рубильников щита низкого напряжения;
целость пломб у счетчиков;
состояние изоляции (запыленность, наличие трещин, разрядов и т.п.);
работу системы сигнализации;
исправность и правильность показаний указателей положения выключателей;
отсутствие течи масла из конденсаторов емкостных делителей напряжения;
действие устройств электроподогрева в холодное время года;
плотность закрытия шкафов управления;
возможность легкого доступа к коммутационным аппаратам и др.
Средний ремонт оборудования КТП и РУ производится в сроки:
выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей - 1 раз в 4 - 8 лет (в зависимости от конструктивных особенностей);
отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их приводов - 1 раз в 2 - 3 года;
токопроводов - 1 раз в 8 лет;
всех аппаратов - после исчерпания ресурса независимо от продолжительности эксплуатации.
Первый средний ремонт установленного оборудования проводится в сроки, указанные в технической документации завода-изготовителя.
Средний ремонт остальных аппаратов РУ (трансформаторов тока и напряжения, конденсаторов связи и т.п.) осуществляется также по мере необходимости с учетом результатов профилактических испытаний и осмотров.
Периодичность средних ремонтов может быть изменена исходя из опыта эксплуатации решением ответственного за электрохозяйство.
Текущие ремонты оборудования РУ, а также проверка его действия (опробование) проводятся по мере необходимости в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство.
Внеочередные ремонты выполняются в случае отказов оборудования, а также после исчерпания коммутационного или механического ресурса.
13.2 Средства защиты используемые в КТП
Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции в КТП предусмотрены защитные меры. В качестве таких мер использованы заземление, зануление, малое напряжение, выравнивание потенциалов.
Заземляющие устройства в КТП соответствуют требованиям ПУЭ и обеспечивают условия безопасности людей и защиты электрооборудования, а также эксплуатационные режимы работы.
Части электрооборудования КТП, подлежащие заземлению, имеют надежное контактное соединение с заземляющим устройством либо с заземленными конструкциями, на которых они установлены.
Присоединение заземляющих и нулевых защитных проводников к заземлителям, заземляющему контуру и к заземляющим конструкциям выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опор воздушных линий электропередачи - сваркой или надежным болтовым соединением.
Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению или занулению, присоединена к сети заземления или зануления с помощью отдельного проводника. Последовательное включение в заземляющий или нулевой защитный проводник заземляемых или зануляемых частей электроустановки запрещается.
Заземляющие и нулевые защитные проводники имеют покрытие, предохраняющее от коррозии.Открыто проложенные стальные заземляющие проводники должны имеют черную окраску.Для определения технического состояния заземляющего устройства периодически проводятся:
измерение сопротивления заземляющего устройства и не реже 1 раза в 12 лет выборочная проверка со вскрытием грунта элементов заземлителя, находящихся в земле;
проверка состояния цепей между заземлителями и заземляемыми элементами, а также соединений естественных заземлителей с заземляющим
устройством;
измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющие устройства которых выполнены по нормам на напряжение прикосновения.
Для заземлителей, подверженных интенсивной коррозии, установлена более частая периодичность выборочных вскрытий грунта.
Измерения напряжения прикосновения проводятся после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже 1 раза в 6 лет. Кроме того, на предприятии ежегодно производятся: уточнение тока однофазного КЗ, стекающего в землю с заземлителя электроустановки; корректировка значений напряжения прикосновения и сравнение их с требованиями ПУЭ. В случае необходимости выполняются мероприятия по снижению напряжения прикосновения.
На каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство имеется паспорт, содержащий схему устройства, основные технические данные, данные о результатах проверки его состояния, о характере ремонтов и изменениях, внесенных в конструкцию данного устройства.
При использовании в электроустановке защитного зануления производится проверка состояния нулевого защитного проводника, а также его соединения с защищаемым оборудованием.
Для проверки соответствия тока плавления предохранителей или уставок расцепителей автоматических выключателей току короткого замыкания в электроустановках потребителей периодически проводится измерение полного сопротивления петли фаза-нуль или непосредственное измерение тока КЗ с помощью специальных приборов.
Трехфазные сети до 1000 В с изолированной нейтралью или однофазные сети до 1000 В с изолированным выводом, питающиеся от трансформатора с высшим напряжением более 1000 В, защищены пробивным предохранителем. Предохранитель установлен в нейтрали или фазе на стороне низшего напряжения каждого трансформатора. При эксплуатации обеспечен контроль исправности пробивных предохранителей.
14. Продукция ЗАО "Группа компаний "Электрощит"-ТМ Самара"
14.1 Серия трёхфазных распределительных трансформаторов класса напряжения 10 кВ
Распределительные трансформаторы предназначены для преобразования напряжения линий электропередачи (как правило 6, 10 и 35 кВ) до напряжения питания непосредственных потребителей электроэнергии: промышленных и бытовых электроустановок.
Следует отметить, что суммарная мощность парка распределительных трансформаторов значительно превышает мощность трансформаторов более высоких ступеней напряжения. Удельный расход материалов и потери, отнесённые к единице мощности, у распределительных трансформаторов 1-3 габаритов существенно выше, чем у мощных силовых трансформаторов, поэтому к проектированию и уменьшению потерь холостого хода и короткого замыкания этих трансформаторов необходимо уделять повышенное внимание. Особенно это актуально при разработке серий трансформаторов в условиях нового производства, когда имеется возможность применить новейшие технологии и использовать современные технологии.
Конструктивные особенности трансформаторов
В ООО "Русский трансформатор" организовано производство серии трёхфазных распределительных трансформаторов.
Трансформаторы имеют 4 вида исполнения:
ТМ - с расширителями;
ТМГ - герметичный, без расширителя;
ТМФ - с расширителями и фланцами на крышке;
ТМГФ - герметичный с фланцами на крышке, без расширителя.
В исполнениях трансформаторов с фланцами на крышке, вводы ВН и НН расположены по короткой стороне бака. Фланцы предназначены для крепления защитных кожухов на местах установки.
В апреле 2005г. трансформаторы прошли испытания в НИЦ ВВА, Москва. В мае проведена сертификация всей серии трансформаторов.
Основные параметры трансформаторов приведены на плакате.
По требованию заказчика предприятие имеет возможность изготовления в короткие сроки трансформаторов с параметрами потерь холостого хода, потерь короткого замыкания, тока холостого хода отличными от указанных в таблице.
Трансформаторы изготавливаются в двух климатических исполнениях "У" и "Т". Категория размещения - "1" по ГОСТ 15150-69.
Проектирование трансформаторов
Компьютерная программа позволяет выполнять проекты трансформаторов любой мощности в пределах до 2500 кВА, с различными сочетаниями напряжений первичной и вторичной обмоток и, что следует особо подчеркнуть, с заранее оговорёнными потерями холостого хода, короткого замыкания, габаритными размерами и другими характеристиками.
Сейчас ведутся работы по полной автоматизации процесса проектирования трансформатора по следующему алгоритму:
1. Комплексный расчёт трансформатора, который включает в себя электрический, тепловой, механический и электродинамический расчёты.
2. Создание трёхмерной модели трансформатора.
3. Оформление чертежей.
4. Выпуск спецификаций.
5. Выпуск текстовых документов, включающих в себя технологические процессы, ведомости материалов и комплектующих изделий, обсчёт стоимости материалов.
Всё это позволит ещё больше свести к минимуму время проектирования трансформаторов и поднять качество всей конструкторско-технологической документации.
Магнитная система
Магнитопровод - плоскошихтованный. Сборка магнитопровода производится по методу step-lap с полным косым стыком, который является на данный момент самым совершенным из всех известных и обеспечивает минимум потерь холостого хода. После сборки торцы пластин промазываются изоляционным лаком для предотвращения замыканий между пластинами и увеличения жёсткости конструкции.
Изготовление пластин электротехнической стали, производится на полностью автоматических линиях поперечного раскроя фирмы L.a.e., Италия, что обеспечивает высокую точность изготовления и отсутствие заусенцев на пластинах.
Обмотки
Один из методов повышения технического уровня трансформаторов - усовершенствование его обмоток. Основной фактор, определяющий геометрические размеры трансформатора - коэффициент заполнения активным проводником поперечного сечения окна магнитопровода. Повышению коэффициента заполнения обмоток способствует применения в обмотках НН трансформаторов алюминиевой или медной ленты (фольги) вместо обмоточных проводов прямоугольного сечения. Увеличение коэффициента заполнения обмотки НН приводит к снижению веса проводникового материала и уменьшению габаритов активной части трансформатора.
Кроме того, в рабочем режиме в обмотках из фольги наводятся вихревые токи, которые компенсируют радиальную составляющую магнитной индукции от токов в обмотках. Этот эффект компенсации радиального магнитного поля приводит к резкому ослаблению осевых усилий в обмотках при несимметричном распределении по высоте магнитодвижущей силы регулирующего слоя обмотки ВН, что позволяет радикально решить проблему осевой стойкости обмоток трансформатора. Обмотка НН, выполненная из фольги, благоприятно действует на устойчивость всей конструкции трансформатора к токам КЗ. И в этом отношении она имеет большие преимущества по сравнению со слоевыми цилиндрическими обмотками НН, что было подтверждено проведёнными испытаниями в НИЦ ВВА в апреле 2005г., когда все предъявленные образцы благополучно выдержали испытания на воздействие токов КЗ. Обмотка ВН - слоевая цилиндрическая из медного провода круглого или цилиндрического сечения.
Намотка всех катушек производится на станках L.a.e., Италия.
Намоточные станки обеспечивают достаточно сильное натяжение провода, при котором в проводе возникают механические напряжения, по величине сопоставимые с напряжениями, возникающими при КЗ трансформатора. Это повышает механическую стойкость обмоток к токам КЗ, но одновременно предъявляет особые требования к качеству изоляции провода по эластичности и изоляционным свойствам.
Изоляционный материал, применяемый в трансформаторах, более всего подвергается старению, и, большинство выходов трансформаторов из строя в эксплуатации происходит из-за плохого качества изоляции.
В качестве межслоевой изоляции используется электротехническая бумага "Алмаз", производства Германии, которая армирована участками с термоклеем, который при нагреве склеивает между собой соседние слои обмоток. В результате получается замоноличенная конструкция, что увеличивает жёсткость конструкции и устойчивость обмотки к сжимающим радиальным электродинамическим усилиям КЗ.
Корпус трансформатора
Основной особенностью является то, что для увеличения поверхности охлаждения в трансформаторах герметичного исполнения применяются гофрированные стенки. Кроме того, они выполняют функцию компенсатора при расширениях и уменьшениях объёма масла в результате перепада температур. Основные исполнения распределительных масленых трансформаторов - герметичные трансформаторы серии ТМГ и ТМГФ. Такие трансформаторы, в отличие от трансформаторов с расширительными баками, не требуют:
Подобные документы
Определение электрических нагрузок от силовых электроприёмников. Выбор количества и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Выбор напряжения и схемы электроснабжения. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования и кабелей.
курсовая работа [817,1 K], добавлен 18.06.2009Проектирование электроснабжения сборочного цеха. Схема цеховой сети и расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности и выбор мощности цеховых трансформаторов. Установка силовых распределительных пунктов. Подбор сечения проводов и кабелей.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 05.09.2010Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 13.03.2010Расчёты электрических нагрузок и освещения для группы цехов металлургического завода. Выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Определение напряжения внешнего электроснабжения. Полная расчетная нагрузка системы.
дипломная работа [836,3 K], добавлен 04.06.2013Выбор рода тока, напряжения и схемы внешнего и внутреннего электроснабжения. Выбор и расчет числа и мощности цеховых трансформаторов и подстанции, марки и сечения кабелей, аппаратуры и оборудования устройств и подстанций. Компенсация реактивной мощности.
курсовая работа [453,8 K], добавлен 08.11.2008Расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций. Разработка системы внутризаводского электроснабжения. Расчет электрических нагрузок на головных участках магистралей. Выбор измерительных трансформаторов.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 29.09.2009Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Расчет напряжения, схемы внешнего электроснабжения, трансформаторов ГПП. Технико-экономическое обоснование схем.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 30.04.2012Система распределения электроэнергии на предприятии. Выбор рационального напряжения питания. Определение мощности и количества трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания, параметров схемы замещения. Выбор элементов электроснабжения.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 02.10.2014Определение категорий потребителей на заводе. Выбор номинального напряжения. Построение графиков нагрузок. Выбор места расположения главной понизительной подстанции и цеховых трансформаторных подстанций. Расчет сетей внешнего электроснабжения завода.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 19.05.2012Характеристика 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
