Электроснабжение завода по выпуску трансформаторов

.

Для остальных цехов расчёт аналогичен и результаты сведены в таблицу 7.2. Общая активная и реактивная нагрузки определяются сложением осветительной и силовой нагрузок цеха.

Выбор средств компенсации реактивной мощности (РМ) в электрических сетях промышленных предприятий с присоединенной мощностью 750 кВА и более производится в соответствии с РТМ 36.18.32.6-92 «Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения». В качестве источника РМ на данном промышленном предприятии проектируется использовать батареи статических конденсаторов напряжением до 1 кВ. Учитывается также РМ, которую целесообразно получать из энергосистемы. Конденсаторные установки на напряжении выше 1кВ на данном предприятии применять не рекомендуется, в связи с отсутствием непрерывного режима работы. Ограничение применения батарей высоковольтных конденсаторов объясняется трудностями осуществления частой коммутации емкостных нагрузок.

Расчет компенсации РМ производим в несколько этапов. Первоначально предприятие разбиваем на несколько технологически концентрированных групп цеховых трансформаторов одинаковой мощности. Предварительно определяем расчетные нагрузки трансформаторов, учитывая предельные возможности передачи мощности по линиям до 1 кВ (приблизительно 300 кВА).

Для каждой группы трансформаторов принимаем единичную номинальную мощность и коэффициент загрузки, после чего определяем минимальное число трансформаторов по формуле

, (7.5)

где Р_рн - расчетная активная нагрузка до 1 кВ данной группы трансформаторов;

_т - коэффициент загрузки трансформаторов, определяемый в зависимости от категории электроприемников по надежности электроснабжения;

S_т - единичная мощность цеховых трансформаторов, принимаемая в зависимости от удельной плотности нагрузки.

Полученная по (7.1) величина округляется до ближайшего большего целого числа.

Для цеховых ТП принимаются в основном трансформаторы мощностью 1000 кВА.

Наибольшее значение РМ, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1 кВ при принятом коэффициенте загрузки трансформаторов _т, определяем по выражению, квар

. (7.6)

Коэффициент 1,1 учитывает допустимую систематическую перегрузку масляных трансформаторов.

Суммарную мощность БНК по критерию выбора минимального числа трансформаторов определяем по формуле, квар

Q_нк1=Q_рн - Q_т, (7.7)

где Q_рн - расчетная реактивная нагрузка до 1 кВ рассматриваемой группы трансформаторов.

Если Q_нк1<0, то следует принять Q_нк1 =0.

Величину Q_нк1 распределяем между цеховыми трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем выбираем стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1 кВ каждого трансформатора по [2].

Разбиваем предприятие на следующие технологически концентрированные группы:

1) компрессорная, склад металлов, склад готовой продукции;

2) административный корпус, экспериментальный цех;

3) цех металлоконструкций, заготовительный цех;

4) цех вспомогательного производства, маслохозяйство;

5) окрасочный цех;

6) механосборочный цех.

На примере первой группы произведем выбор батарей конденсаторов, устанавливаемых в сети до 1 кВ.

Определяем число цеховых трансформаторов по (7.5)

.

Принимаем 1 трансформатор ТМЗ-1000/10.

Наибольшее значение РМ, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1 кВ по (7.6)

квар.

Суммарная мощность БНК по (7.3)

Q_нк1=708,16 - 429,23 = 278,93 квар.

Принимаем к установке одну БНК по [2] типа УКМ58 - 0,4 - 268 - 67УЗ.

Остальные расчеты производим аналогично и заносим в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 - Результаты расчёта БНК

№ груп- пы	ЧИСЛО И МОЩНОСТЬ ТРАНСФОР-МАТОРОВ	Рр, кВт	Qр, квар	вт	Qт, квар	Qнк1, квар	ТИП БНК
1	2	3	4	5	6	7	8
1	1*1000	768,22	708,16	0,8	429,23	278,93	УКМ58-0,4-402-67 УЗ
2	1*1000	834,43	662,88	0,8	279,51	383,37	УКМ58-0,4-402-67 УЗ
3	2*1000	1357,3	2033,76	0,7	727,56	1306,20	2*УКМ58-0,4-536-67 УЗ 2*УКМ58-0,4-200-331/3 УЗ
4	1*1000	782,76	894,86	0,8	402,10	492,76	УКМ58-0,4-536-67 УЗ
5	1*1000	814,9	867,27	0,8	332,17	535,10	УКМ58-0,4-536-67 УЗ
6	2*1000	1423,05	1673,99	0,7	588,67	1085,32	2*УКМ58-0,4-536-67 УЗ

Рассчитываем экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из сети энергосистемы.

Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой предприятием в часы больших нагрузок из сети энергосистемы определяем по выражению, квар

Q_э=_э, (7.8)

где - математическое ожидание расчетной активной нагрузки потребителя на границе балансового разграничения с энергосистемой;

_э - максимальное значение экономического коэффициента РМ, определяемого оптимизационным (_эо) или нормативным (_эн) методами.

Математическое ожидание расчетной активной и реактивной нагрузки потребителя

, (7.9)

, (7.10)

где P_p и Q_p - расчетная активная и реактивная мощность предприятия (с учетом потерь в трансформаторах),

к_о - коэффициент приведения расчетной нагрузки к математическому ожиданию, к_о=0,9.

В расчетах компенсации определяем нормативное значение экономического коэффициентах РМ по

, (7.11)

где d_max - отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале максимальной нагрузки предприятия (при отсутствии сведений принимаем d_max =1);

a - основная ставка тарифа на активную мощность, руб./(кВтгод);

b - дополнительная ставка тарифа на активную электроэнергию, руб./кВтч;

tg() - базовый коэффициент РМ, принимаемый 0,3 для сетей 10 кВ, присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжением 110 кВ;

k₁ - коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки.

Величина k₁ принимается равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию k_w (по сравнению со значениями основной ставки а=60 руб./(кВтгод) и дополнительной ставки b=1,810^-2 коп/кВтч, установленными для Беларуси прейскурантом №09-01, введенным в действие с 01.01.91 г.), который определяется по формуле

, (7.12)

где K_W1 и K_W2 - коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставок тарифа на электроэнергию;

Т_М - число часов использования максимальной нагрузки предприятия (для завода по выпуску трансформаторов Т_м=4500 ч).

Определим потери мощности в трансформаторах.

Потери активной Р_т и реактивной Q_т мощности в двухобмоточных трансформаторах вычисляем по формулам

; (7.13)

, (7.14)

где _т - фактический коэффициент загрузки трансформатора;

Р_хх - потери х.х., кВт;

Р_кз - потери к.з., кВт;

U_к - напряжение к.з., %;

S_н - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Коэффициент загрузки трансформатора

, (7.15)

где S_м - нагрузка трансформатора с учётом выдачи РМ в сеть, кВА.

Пример расчета для группы №1 (1 х ТМЗ - 1000/10)

Р_р =768,22 кВт; Q_р = 708,16 квар; Q_ку = 402 квар; S_р =826,98 кВА.

По (7.15) коэффициент загрузки

По (7.13) и (7.14) найдем потери для группы №1

Р_т = 1,9+10,90,827²= 9,28 кВт;

Q_т = = 49,61 квар.

Для остальных групп расчет потерь аналогичен и его результаты сводим в таблицу 7.4.

Таблица 7.4 - Расчёт потерь мощности в трансформаторах

№ технологической группы	ЧИСЛО И МОЩНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРОВ	?Рхх, кВт	?Ркз, кВт	Iхх, %	Uк, %	вт	?Р, кВт	?Q, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	1*1000	1,9	10,8	1,2	5,5	0,827	9,28	49,61
2	1*1000	1,9	10,8	1,2	5,5	0,874	10,15	54,04
3	2*1000	1,9	10,8	1,2	5,5	0,734	15,45	83,34
4	1*1000	1,9	10,8	1,2	5,5	0,861	9,91	52,78
5	1*1000	1,9	10,8	1,2	5,5	0,880	10,26	54,56
6	2*1000	1,9	10,8	1,2	5,5	0,773	16,69	89,66
У	-	-	-	-	-	-	71,75	383,99

Расчетная активная и реактивная нагрузки предприятия на шинах 10 кВ распределительного пункта определяются по выражению:

(7.16)

, (7.17)

где k_иi и tg_i - средние значения коэффициентов использования и реактивной мощности для i-го подразделения предприятия;

P_нi - суммарная установленная мощность электроприемников i - го подразделения;

n - количество подразделений предприятия;

k_о - коэффициент одновременности расчетных нагрузок, принимаемый по [2] в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и числа присоединений на сборных шинах 10 кВ РП.

По [2] находим коэффициент одновремённости использования максимума нагрузки к_о=0,9.

Р_р=0,9(6142,7 +71,75+ 1507,72)= 6949,95 кВт.

Q_р=0,9(6576,44+383,99+2083,46)= 8139,5 квар.

кВт.

квар.

Q_э=6254,96 0,47=2940 квар.

Баланс РМ на границе разграничения системы электроснабжения предприятия и энергосистемы определяем по, квар

Q'=. (7.18)

Q'= 7325,55 - 4420 - 2940 = -34,77 квар.

Так как, Q' 0, то уменьшаем Q_э до обеспечения условия Q' =0.

7.2 Экономический эффект и срок окупаемости средств компенсации реактивной мощности

электроэнергия трансформатор реактивный мощность

Установка КУ снижает потери электрической энергии, при этом экономия полученная за счет этих потерь может покрыть затраты на установку КУ, а так же получить некоторый экономический эффект З. По величине экономического эффекта и времени окупаемости КУ мы можем судить о целесообразности их установки и принять решение об их использовании.

Экономический эффект определяем разностью приведенных затрат

З=З₁ - З₂, (7.30)

где З₁ - приведенные затраты на установку КУ, тыс. руб.;

З₂ - приведенные затраты после установки КУ, тыс. руб.

В приведенных затратах также учитываем сэкономленные потери электрической энергии и средства компенсации реактивной мощности.

З₁= И_1пот, (7.31)

З₂ = Е_нК_ку + И_ку + И_2пот (7.32)

где И_1пот и И_2пот - соответственно стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации, имеющие место в электрических сетях завода и системы, тыс. руб./кВтч;

К_ку - стоимость установленных КУ, тыс. руб.;

И_ку - издержки по эксплуатации КУ, тыс. руб.

И_ку= И_{ам ку}+ И_{экс ку} + И_{пот ку.}, (7.33)

где И_{ам ку} - амортизационные отчисления на КУ;

И_{экс ку} - эксплуатационные расходы на КУ;

И_{пот ку} - стоимость потерь электроэнергии в КУ.

Принимаем удельные потери в КУ 0,004 кВт/квар.

Средняя стоимость электроэнергии, руб./ кВтч

(7.34)

где а - основная ставка за 1 кВт заявленной максимальной мощности, а= 100000 руб./кВтгод;

b - дополнительная ставка за 1 кВтч электроэнергии, учтённой расчётным счётчиком на стороне первичного напряжения, b =70 руб./кВтч;

Т_м - время использования максимума нагрузки предприятия, ч.

руб./ кВтч

Определяем годовые потери электроэнергии в внутризаводских трансформаторах и линиях.

Потери активной энергии в трансформаторах, кВт

, (7.35)

где - время максимальных потерь, по [2] при Т_мах = 4500 ч = 2500 ч.

Годовые потери в линиях электропередач

, (7.36)

Расчет потерь покажем на примере подстанции ТП1 и линии, питающей ее. Сечение кабеля питающего ТП4 q = 70 мм² (определялось при расчёте токов КЗ)

кВтч.

кВтч.

Аналогично находим потери энергии в ТП и линиях до и после компенсации. Все расчеты сводим в таблицу 7.6 и таблицу 7.7.

Таблица 7.6 - Потери энергии в трансформаторах

№ т. п.	Число трансформаторов	?Рхх, кВт	?Ркз, кВт	S, кВА	вт	?Wхх, кВт*ч	?Wкз, кВт*ч
1	2	3	4	5	6	7	8
До компенсации
ТП 1	1*1000	1,9	10,8	1044,82	1,044	16644	29428
ТП2	1*1000	1,9	10,8	1065,68	1,065	16644	28755
ТП3	2*1000	1,9	10,8	2445,08	1,223	33288	80769
ТП4	1*1000	1,9	10,8	1188,90	1,189	16644	38170
ТП5	1*1000	1,9	10,8	1190,05	1,190	16644	38235
ТП6	2*1000	1,9	10,8	2197,11	1,098	33288	65103

Таблица 7.7 - Потери энергии в линиях

Линия	r0, Ом/км	L, км	S, кВА	?P, кВт	?W, кВт*ч
1	2	3	4	5	6
До компенсации
ГПП-РП	0,13	2,7	10702,96	202	502603
РП-ТП1	0,447	0,09	1044,82	0,44	1098
ТП1-ТП2	0,447	0,26	1065,68	1,32	3300
РП-ТП3	0,447	0,11	2445,08	1,47	3674
РП-ТП4	0,447	0,26	1188,90	1,643	4107
РП-ТП5	0,447	0,20	1190,05	1,266	3165
РП-ТП6	0,447	0,15	2197,11	1,618	4046
У	-	-	-	209,757	521993
После компенсации
ГПП-РП	0,13	2,7	7882,67	109	272623
РП-ТП1	0,447	0,09	826,97	0,275	688
ТП1-ТП2	0,447	0,26	874,26	0,888	2221
РП-ТП3	0,447	0,11	1468,96	0.530	1326

Определяем потери в трансформаторах ГПП 2x40 МВА. Коэффициент загрузки трансформаторов =0,7, коэффициент мощности cos=0,9. Параметры трансформаторов P_хх=34 кВт, P_кз=170 кВт.

В рабочем режиме трансформатор загружен мощностью S=0.7S_ном=0,740000=28000 кВА.

Из них активной мощностью загружен на

Р = Scos = 280000,9=25200 кВт,

реактивной мощностью -

Считаем, что данная реактивная мощность протекает по трансформатору после компенсации, соответственно до компенсации по нему будет протекать реактивная мощность

Q₁=Q₂+Q_нк1/2= 12205 + 4420/2 = 14415 квар.

Потери энергии в трансформаторах после компенсации по (7.35)

МВтч.

Потери энергии в трансформаторах до компенсации

МВтч.

Найдем потери в линиях электропередач, идущих от трансформаторов к системе.

Для этого определяем сечение линий

. Ближайшее сечение по [8] 240 мм²,

R_уд=12 Ом/100 км.

Потери энергии в линиях после компенсации по (7.36)

МВтч.

МВтч.

Суммарные потери W_лп=1166,28+233,27=1399,55 МВтч.

Потери энергии в линиях до компенсации

МВтч.

МВтч.

Суммарные потери W_лд=1253, 8+250,76=1504,56 МВтч.

Определяем потери мощности и энергии в КУ

Р=0,0044420=17,68 кВт,

W=17,682500=44200 кВтч.

Стоимость КУ с учетом коэффициента инфляции К_инф=2000 следующая

УКМ58-0,4-200-33 1/3-У3 - 3730 тыс. руб.

УКМ58-0,4-402-67-У3 - 6006 тыс. руб.

УКМ58-0,4-536-67-У3 - 7974 тыс. руб.

Суммарная стоимость КУ

К_ку=(67974+26006+23730)=67336 тыс. руб.

Издержки по эксплуатации КУ

И_{ам ку} =0,04467336 =2962,78 тыс. руб.

И_{экс ку} =0,0367336 =2020,08 тыс. руб.

И_{пот ку} =W_ср=44,20153,52=6785,58 тыс. руб.

И_ку=И_{ам ку}+И_{экс ку} +И_{пот ку}=2962,78 +2020,08 +6785,58=11768,44 тыс. руб.

Суммарные потери в элементах электроснабжения после компенсации

И_2пот =_ср (W_л+W_т.хх+W_т.кз +W_т40МВА+W_{л до сист)}=

=153,52(282,7+133,15+141,38+1012,18+1399,55)=455794,74 тыс. руб.

Суммарные потери в элементах электроснабжения до компенсации

И_1пот =_ср (W_л+W_т.хх+W_т.кз+W_т63МВА+W_{л до сист})=

=153,52(521,99+133,15+280,46+1043,43+1504,56)=534800,74 тыс. руб.

Срок окупаемости КУ, лет

.

лет.

З₁ = 534800,74 тыс. руб.

З₂ = 673360,12+11768,44 +455794,74 = 475643,5 тыс. руб.

З = 534800,74 - 475643,5 = 59157,24 тыс. руб.

Так как З=59157,24 тыс. руб.>0 и Т_ок=1,001 < 8,3 года, то установка КУ экономически целесообразна.

8. Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок

Выбор места РП удобно производить с помощью картограммы нагрузок, которая представляет собой размещение на генеральном плане предприятия окружности. Площади ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе отражают расчётные нагрузки цехов.

Радиус окружности в для каждого цеха определяем по выражению, мм

, (8.1)

где m - масштаб площади круга, кВт/мм².

Каждый круг разделяется на секторы, соответствующие силовой и осветительной нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах определяется по формуле

(8.2)

Центр электрических нагрузок определяется по формуле, мм

, (8.3)

. (8.4)

где x_i, y_i - координаты i-го цеха.

Для составления картограммы нагрузок находим центр нагрузки для каждого цеха. Принимаем декартову систему координат, находим координаты центра электрических нагрузок каждого цеха. Затем находим условный центр электрических нагрузок предприятия и выбираем место расположения РП.

Приведём пример расчёта картограммы нагрузок для механосборочного цеха.

Для этого цеха центр нагрузок Х_ц7=305 мм, Y_ц7=185 мм. Принимаем масштаб площади круга m=0,3 кВт/мм². Радиус окружности для подготовительного цеха определяем по выражению (8.1)

мм.

Угол сектора осветительной нагрузки для цеха определяем по выражению (8.2)

=98,4

Для остальных цехов расчёт производим аналогично и результаты сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1. Расчёт картограммы нагрузок

№ цеха	Х, мм	Y, мм	Робщ, кВт	Росв, кВт	r, мм	б,°
1	2	3	4	5	6	7
1	34	248	603,94	419,94	25,32	250,30
2	29	184	253,49	20,74	16,40	29,50
3	191	269	814,90	98,50	29,41	43,50
4	155	209	867,27	235,87	30,34	97,90
5	155	184	490,03	134,78	22,81	99,00
6	101	95	632,80	27,65	25,92	15,70
7	305	185	1423,05	388,80	38,86	98,40
8	179	183	100,10	31,10	10,31	111,80
9	305	95	142,47	41,47	12,30	104,80
10	425	143	533,69	98,50	23,80	66,40
11	413	233	283,17	10,37	17,34	13,20

Условный центр электрических нагрузок предприятия определяем по (8.3) и (8.4)

Таким образом, центр электрических нагрузок находится в точке А (211,07; 191,34).

По данным таблицы 8.1 строим картограмму и отображаем её в графической части проекта.

9. Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжении выше 1 кВ

Внешнее электроснабжение предприятия осуществляется на напряжении 110 кВ. Для приёма и распределения электроэнергии на напряжении 10 кВ на предприятии предусматриваются РП. Количество РП на предприятии зависит от суммарной нагрузки. На напряжении 10 кВ распределительные устройства комплектуются камерами КСО - 292.

В системе электроснабжения необходимо предусматривать раздельную работу линий и трансформаторов, т.к. при этом снижаются токи короткого замыкания, упрощаются схемы коммутации и релейной защиты. В схеме должно обеспечиваться глубокое секционирование всех звеньев от источника питания до шин низшего напряжения цеховых ТП, что значительно повышает надёжность электроснабжения.

Распределение электрической энергии на территории промышленного предприятия на напряжении 10 кВ может выполняться по радиальным, магистральным и смешанным схемам в зависимости от расположения потребителей, их мощности и требуемой степени бесперебойности питания.

Радиальные схемы применяются в тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от источника питания. Они используются для питания крупных сосредоточенных нагрузок, а также для питания цеховых ТП, расположенных вблизи от РП. При этом предусматривается глухое присоединение трансформаторов. Двухтрансформаторные ТП питаются по схеме блока линия-трансформатор. На вторичном напряжении таких ТП применяется автоматический ввод резерва. Взаимное резервирование однотрансформаторных ТП осуществляется при помощи кабельных или шинных перемычек на вторичном напряжении.

Магистральные схемы следует применять при упорядоченном расположении ТП, когда линии могут быть проложены без значительных обратных перетоков мощности. Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, не должно превышать 2…3 при мощности трансформаторов 1000…2500 кВА. При двойных сквозных магистралях допускается глухое присоединение трансформаторов.

В данном дипломном проекте применяем смешанную схему, при которой крупные и ответственные потребители питаются по радиальным схемам, а мелкие и средние - по магистральным. Такое построение схем распределения электроэнергии позволяет получить лучшие технико-экономические показатели системы электроснабжения.

Трассы кабельных линий намечаем вдоль зданий и проездов с учётом наименьшего расхода кабеля. Распределительная сеть напряжением 10 кВ выполняется кабелями марки ААШвУ. Наиболее экономичной и простой является прокладка кабелей в траншеях. В одной траншее рекомендуется прокладывать не более 6 кабелей напряжением 10 кВ. Внутри зданий кабельные линии можно прокладывать непосредственно по конструкциям зданий (открыто, в коробах или в трубах), в каналах, блоках, тоннелях, шахтах, кабельных этажах и двойных полах.

Для выбора схемы электроснабжения намечаем 2 возможных варианта схемы, из которых на основе технико-экономических расчётов выбираем один, имеющий наименьшие приведенные затраты З_i

З_i = Е_нК_i+И_i = min, (9.1)

где Е_н - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, принимаемый равным 0,12;

К_i - капитальные вложения, тыс. руб.;

И_i - эксплуатационные расходы (издержки), тыс. руб./год;

i - номер варианта.

Варианты схем электроснабжения на напряжении выше 1 кВ приведены на рисунке 9.1 и рисунке 9.2.

Важнейшими условиями при проведении технико-экономических расчётов являются обеспечение экономической и технической сопоставимости рассматриваемых вариантов:

1) в рассматриваемых вариантах должно быть предусмотрено применение нового современного оборудования, аппаратов, материалов, последние разработки схем соединений, прогрессивные методы проведения строительных и монтажных работ, оптимальные режимы работы оборудования, т.е. варианты должны быть поставлены в условия наибольшей экономичности;

2) одинаковость энергетического эффекта по полезному отпуску энергии, по мощности, расходу на собственные нужды, величине потерь энергии и т.д.;

3) определение капитальных вложений должны проводиться в единых действующих ценах;

4) обеспечение потребителей электроэнергией надлежащего качества.

Капитальные вложения в электрооборудование напряжением выше 1 кВ определяем по формуле, тыс. руб.

К = К_тп + К_ку + К_рп + К_л, (9.2)

где К_тп - капитальные вложения в трансформаторные подстанции, тыс. руб.;

К_ку - капитальные вложения в конденсаторные установки, тыс. руб.;

К_рп - капитальные вложения в ячейки РП, тыс. руб.;

К_л - капитальные вложения в кабельные линии, тыс. руб.

Капитальные вложения в трансформаторные подстанции, тыс. руб., определяем по формуле

К_тп=к_инф, (9.3)

где к_{ТП i} - капитальные вложения в i-ую ТП, млн. руб. определяемые по [9];

n - количество ТП;

к_инф - коэффициент инфляции, принимаемый равным 2000.

Капитальные вложения в конденсаторные установки, тыс. руб., определяем по формуле

К_ку=к_инф, (9.4)

где к_{КУ i} - капитальные вложения в i-ую КУ, тыс. руб. определяемые по [9];

n - количество КУ.

Капитальные вложения в ячейки РП, тыс. руб., определяем по формуле

К_рп=к_инф, (9.5)

где к_{я i} - капитальные вложения в i-ую ячейку РП, тыс. руб. определяемые по [9];

n - количество ячеек.

Капитальные вложения в кабельные линии, тыс. руб., определяем по формуле

К_л=к_инф, (9.6)

где к_{0 i} - удельная стоимость 1 км i-го кабеля, тыс. руб.;

l_i - длина i-го кабеля, км;

n - количество кабельных линий.

Ежегодные издержки И, тыс. руб., связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей определяем по выражению, тыс. руб.

И = И_ам + И_экс + И_пот, (9.7)

где И_ам - амортизационные отчисления, тыс. руб.;

И_экс - эксплуатационные расходы, тыс. руб.;

И_пот - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.

Амортизационные отчисления, тыс. руб., определяем по выражению

, (9.8)

где _{ам. i} - норма амортизационных отчислений для i-го оборудования, %.

Эксплуатационные расходы, тыс. руб., определяем по выражению

, (9.9)

где _{экс. i} - норма эксплуатационных расходов для i-го оборудования, %.

Стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб., определяем по выражению

И_пот = W_годср, (9.10)

где W_год - годовая величина потерь электроэнергии, кВтч;

Потери электрической энергии в общезаводских электрических сетях, включая трансформаторы заводских ТП, были рассчитаны ранее в 7 разделе записки. Данные для расчётов берём из таблицы 7.6 и 7.7.

Рассчитаем капитальные вложения в кабельные линии и результаты вычислений сведём в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 - Капитальные вложения в КЛ по двум вариантам

№ линии	Марка кабеля и сечение жил	l, км	Число линий	К0, тыс. руб./км	Кл,*2000, тыс. руб.
1	2	3	4	5	6
Вариант 1.
ГПП-РП	ААШвУ 3*240-10	2,70	2	8,60	92880
РП-ТП1	ААШвУ 3*70-10	0,09	1	4,03	725,4
ТП1-ТП2	ААШвУ 3*70-10	0,26	1	4,03	2095,6
РП-ТП3	ААШвУ 3*70-10	0,11	2	4,03	1773,2
РП-ТП4	ААШвУ 3*70-10	0,26	1	4,03	2095,6
РП-ТП5	ААШвУ 3*70-10	0,20	1	4,03	1612
РП-ТП6	ААШвУ 3*70-10	0,15	2	4,03	2418
У	-	-	-	-	103599,8
Вариант 2.
ГПП-РП	ААШвУ 3*240-10	2,70	2	8,5	92880
РП-ТП1	ААШвУ 3*70-10	0,09	1	4,03	725,4
ТП1-ТП2	ААШвУ 3*70-10	0,26	1	4,03	2095,6
РП-ТП3	ААШвУ 3*70-10	0,11	1	4,03	866,6
РП-ТП4	ААШвУ 3*70-10	0,26	1	4,03	2095,6
РП-ТП5	ААШвУ 3*70-10	0,20	1	4,03	1612
РП-ТП6	ААШвУ 3*70-10	0,15	2	4,03	2418
РП-ТП7	ААШвУ 3*70-10	0,25	1	4,03	2015
У	-	-	-	-	104708,2

Рассчитаем капитальные вложения в трансформаторы и результаты вычислений сведём в таблицу 9.2.

Таблица 9.2 - Капитальные вложения в трансформаторы

№ТП	Число трансформаторов	Кт, тыс. руб./шт.	Ктп, *2000
1	2	3	4
Вариант 1.
ТП1	1*1000	15,7	31400
ТП2	1*1000	15,7	31400
ТП3	2*1000	30,65	61300
ТП4	1*1000	15,7	31400
ТП5	1*1000	15,7	31400
ТП6	2*1000	30,65	61300
У	-	-	248200
Вариант 2.
ТП1	1*1000	15,7	31400
ТП2	1*1000	15,7	31400
ТП3	1*1000	15,7	31400
ТП4	1*1000	15,7	31400
ТП5	1*1000	15,7	31400
ТП6	2*1000	30,65	61300
ТП7	1*1000-	15,7	31400
У	-	-	249700

Нормы амортизационных отчислений согласно [10] составляют для кабельных линий в земле - 4%, для трансформаторных подстанций - 4,4%. Нормы эксплуатационных расчетов для кабельных линий - 2,0%, для подстанций - 3,0%.

Таблица 9.4 - Амортизационные и эксплуатационные отчисления

Иам ТП, тыс. руб.	17228,904	17293,584
Иам КЛ, тыс. руб.	4143,992	4188,328
Иэксп ТП, тыс. руб.	11746,98	11791,08
Иэксп КЛ, тыс. руб.	2071,996	2094,164
И, тыс. руб.	35191,872	35367,156



Рисунок 9.1 - Вариант №1 схемы электроснабжения завода

Рисунок 9.2 - Вариант №2 схемы электроснабжения завода

Таблица 9.3 - Капитальные вложения

Показатель	Вариант I	Вариант II
1	2	3
Ккл, тыс. руб.	103599,8	104708,2
Ктп, тыс. руб. Крп, тыс. руб. Кку, тыс. руб.	248200 76000 67336	249700 76000 67336
Кподст, тыс. руб.	391566	393036
Кв, тыс. руб.	495165,8	497744,2

Стоимость потерь энергии складывается из потерь в линиях и двух составляющих потерь энергии в трансформаторах

для первого варианта И_1пот=153,52(282,742+133,152+141,376)= 85552,02 тыс. руб.

для второго варианта И_2пот=153,52(283,586+133,152+141,376)=85681,66 тыс. руб.

З₁=495165,80,12 + 35191,872 + 85552,02 = 180163,788 тыс. руб.

З₂=497744,20,12 + 35367,156+ 85681,66= 180778,12 тыс. руб.

.

Разница между приведенными затратами обоих вариантов составляет 0,34%, т.е. варианты практически равнозначны.

Для дальнейшего рассмотрения и расчёта принимаем схему 1-го варианта, т.к. она является более надёжной с точки зрения электроснабжения.

Заключение

В результате проделанной работы была спроектирована схема электроснабжения завода. Процесс проектирования производился в следующей последовательности:

1) выбраны электродвигатели для станочного оборудования участка арматурного цеха, их защитная и коммутационная аппаратура;

2) рассчитаны нагрузки завода и определено количество цеховых ТП;

3) выбрана схема внутрицеховой электрической сети и рассчитаны сечения проводников;

4) произведен светотехнический расчет цеха и выбраны лампы освещения производственных и бытовых площадей;

5) выбраны цеховые трансформаторы, их количество и марки. Произведен расчет компенсации реактивной мощности, выбраны батареи конденсаторов, произведено экономическое обоснование установки батарей конденсаторов и определен срок окупаемости БНК.

Размещено на Allbest.ru