Разработка внешнего электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Разработка внешнего электроснабжения



Содержание

Введение

1. Анализ исходных данных

2. Разработка внутризаводского электроснабжения

2.1 Определение расчётных силовых нагрузок цехов предприятия

2.2 Выбор типа, мощности и мест расположения компенсирующих устройств на напряжении до 1000В

2.3 Выбор типа, числа и мощности трансформаторов ТП и их месторасположения

2.4 Определение центра нагрузки

2.5 Выбор проводов и кабелей распределительной сети

3. Разработка внешнего электроснабжения

3.1 Выбор силовых трансформаторов ГПП

3.2 Выбор сечений проводов питающих линий

3.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

3.4 Расчёт токов короткого замыкания и проверка сечений кабельных линий на термическую стойкость

3.5 Электрический расчет распределительной сети

3.6 Механический расчет проводов ВЛ питающей сети

Заключение

Список литературы



Введение

Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям. Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью.

Российская энергетика - это 600 тепловых, 100 гидравлических, 9 атомных электростанций. Общая их мощность по состоянию на октябрь 1993го года составляет 210 млн. кВт. В 1992 году они выработали около 1 триллиона кВт/ч электроэнергии и 790 млн. Гкал тепла. Продукция ТЭК составляет лишь около 10% ВПП страны, однако доля комплекса в экспорте составляет около 40%(в основном за счет экспорта энергоносителей). В 1992 году экспортировано в страны Европы и Азии свыше 2% всей электроэнергии произведенной в стране. Общая длина линий электропередач составила 2.5 млн. километров. Более 1.10 миллиона человек занято в электроэнергетике. За последние 80 лет промышленное производство электроэнергии увеличилось в тысячу с лишним раз (см. таблицу 1), была создана единая энергосистема и около сотни районных энергосистем. Плоды гигантомании советского времени воплотились в этой отрасли более, чем где-либо еще. Многие из гигантов электроэнергетики размещены неравномерно, экономически и географически неправильно, но это не уменьшает ценность таких объектов - сейчас их не перенесешь и не перепрофилируешь.

Теплоэнергетика

Около 75% всей электроэнергии России производится на тепловых электростанциях. Большинство городов России снабжаются именно ТЭС. Часто в городах используются ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды. Такая система является довольно-таки непрактичной т.к. в отличие от электрокабеля надежность теплотрасс чрезвычайно низка на больших расстояниях, эффективность централизованного теплоснабжения сильно при передаче также понижается. Подсчитано, что при протяженности теплотрасс более 20 км. (типичная ситуация для большинства городов) установка электрического бойлера в дельно стоящем доме становится экономически выгодна.

Гидроэнергетика

ГЭС производят наиболее дешевую электроэнергию, но имеют довольно-таки большую себестоимость постройки. Именно ГЭС позволили советскому правительству в первые десятилетия советской власти совершить такой прорыв в промышленности. Современные ГЭС позволяют производить до 7 Млн. КВт энергии, что двое превышает показатели действующих в настоящее время ТЭС и АЭС, однако размещение ГЭС в европейской части России затруднено по причине дороговизны земли и невозможности затопления больших территорий в данном регионе. Построенные в западной и восточной Сибири мощнейшие ГЭС несомненно нужны и это - важнейший ключ к развитию Западносибирского а также энергоснабжению Уральских экономических районов. Важным недостатком ГЭС является сезонность их работы, столь неудобная для промышленности.

Атомная энергетика.

Первая в мире АЭС - Обнинская была пущена в 1954 году в России. Персонал 9 российских АЭС составляет 40.6 тыс. человек или 4% от общего числа населения занятого в энергетике. 11.8% или 119.6 млрд. КВтч. всей электроэнергии, произведенной в России выработано на АЭС. Только на АЭС рост производства электроэнергии сохранился : в 1993 году планируется произвести 118% от объема 1992 года. АЭС, являющиеся наиболее современным видом электростанций имеют ряд существенных преимуществ перед другими видами электростанций: при нормальных условиях функционирования они абсолютно не загрязняют окружающую среду, не требуют привязки к источнику сырья и соответственно могут быть размещены практически везде, новые энергоблоки имеют мощность практически равную мощности средней ГЭС, однако коэффициент использования установленной мощности на АЭС (80%) значительно превышает этот показатель у ГЭС или ТЭС. Значительных недостатков АЭС при нормальных условиях функционирования практически не имеют. Однако нельзя не заметить опасность АЭС при возможных форс-мажорных обстоятельствах: землетрясениях, ураганах, и т. п. - здесь старые модели энергоблоков представляют потенциальную опасность радиационного заражения территорий из-за неконтролируемого перегрева реактора.

Энергетика Дагестана.

В результате реформирования электроэнергетики из ОАО «Дагэнерго» выделились пять компаний по видам деятельности. Отделившись от производства электроэнергии (генерация) и её реализации конечному потребителю (энергосбыт) компания, сохранившая за собой бренд ОАО «Дагэнерго», трансформировалась в распределительную сетевую компанию (РСК) и структурно находилась под управлением Межрегиональной сетевой компании Центра и Северного Кавказа. После ряда реорганизаций с 1 апреля 2008 года активы ОАО «Дагэнерго» консолидированы в рамках единой на Северном Кавказе крупной и более привлекательной для инвесторов компании - ОАО «МРСК Северного Кавказа», а в Республике Дагестан создан филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Дагэнерго».

Основными задачами филиала являются:

· транспортировка электроэнергии по распределительным сетям напряжением от 0,4 до 110 кВ;

· надежное электроснабжение потребителей электроэнергией;

· присоединение новых потребителей к электросетевой инфраструктуре.

В филиале ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Дагэнерго» трудятся более 3 тыс. человек квалифицированных специалистов, объединенных общей целью - донести энергию света до каждого потребителя. Филиал располагает воздушными линиями электропередачи разных уровней напряжений общей протяженностью 32950км; 204 подстанциями 35-110 кВ; 7161 трансформаторным пунктом 6-10/0,4 общей мощностью 875,52 МВА и другими энергообъектами. Главной стратегической целью филиала являются приоритеты энергетической безопасности, экономической эффективности и инвестиционной привлекательности. Системное решение данной стратегической цели состоит в переходе от инерционного развития на базе накопленного потенциала прошлых лет, способствующего решению задач лишь догоняющего характера, к инновационному типу развития, который позволит совершить прорыв и выйти на современный уровень развития мировой энергетики.

Вопросы экологии

Производство энергии, являющейся необходимым средством для существования и развития человечества, оказывает воздействие на природу и окружающую человека среду. Современный период развития человечества иногда характеризует через три вида: энергетика, экономика и экология. Энергетика в этом ряду занимает особое место. Она является определяющей и для экономики и для экологии. Самые острые экологические проблемы прямо или косвенно связаны с производством, либо с использованием энергии. Энергетике принадлежит первенство не только в химическом, но и в других видах загрязнения : тепловом, аэрозольном, электромагнитном, радиоактивном. Поэтому от решения энергетических проблем зависит возможность решения основных экологических проблем зависит возможность решения основных экологических проблем. Современные методы решения экологических проблем базируются на анализе степени и источников загрязнения окружающей среды на очистке ее при превышении предельно допустимых концентраций токсических веществ. Таким образом пока не найдены способы качественного преобразования химической энергии веществ в тепловую энергию, трудно решить экологические проблемы.



1 Анализ исходных данных на проектирование

1. Размер площади для завода: принять по рис.

2. Количество цехов - 17.

3. Отрасль тяжелого машиностроения.

4. Источник питания районная подстанция 110/35/10кВ с двумя трансформаторами по 63 МВА, расстояние - 68км.

5. Работа завода двухсменная, среда в районе завода нормальная.

6. Категория электроснабжения: 1-9%, 2-46%, 3-45%.

7. При расчете токов К.З. принять на шинах 110 кВ районной подстанции

= 1500МВА, = 1000 МВА.

8 .Стоимость электроэнергии - при установленной мощности трансформаторов 750 КВА и выше 120 коп/кВт. ч.

9. Напряжение распределительной сети завода 10 кВ.

10. Средневзвешенный коэффициент мощности завода cos ц = 0.94

11. Время использования максимума Тм = 4800 час

Вариант 48. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ МЕХАНИЧЕСКОГО ЗАВОДА

№	Наименование цехов	Кол-во	Pн	УPн
		ЭП	кВт	кВт
1	Электроцех	50	0,6-30	380
2	Инструментальный цех	95	1,5-28	1000
3	Цех термообработки	40	15-80	1800
4	Цех нестан-го оборудования	27	15-20	400
5	Токарно-автоматный цех	210	1,6-28	2470
6	Сборочный цех	38	0,6-30	800
7	Штамповочный цех	100	1,6-50	2000
8	Механический цех	1777	1,0-30	2600
9	Гальванический цех	120	1,5-200	2344
10	Компрессорный цех	6	70	450
11	Кузнечный цех	137	2,5-90	3800
12	Литейный цех	76	0,6-170	1689
13	Тарный цех	20	1,0-30	200
14	Склады	6	1,0-20	60
15	Заводоуправление	21	0,6-18	160
16	Столовая	32	1,0-14	320
17	Бытовые ЦЗЛ	29	1,0-20	300



2. Разработка внутризаводского электроснабжения

2.1 Определение расчетных силовых нагрузок цехов предприятия

Для первого цеха по справочнику определим коэффициент мощности

cos ц=0,7

2.Определим полную мощность

3. Определим реактивную мощность

4. По cos ц определим tg ц по формуле:

Для остальных цехов расчет сделаем аналогично и результаты занесем в таблицу 1.

Таблица 1

№	Наименование цехов	Pм	Cos ц	Sм	Qм	tg ц
		кВт		кВА	кВар
1	Электроцех	380	0,7	542,9	387,7	1,02
2	Инструментальный цех	1000	0,7	1428,6	10207	1,02
3	Цех термообработки	1800	0,9	2000	871,8	0,48
4	Цех нестан-го оборуд-я	400	0,7	571,4	408,1	1,02
5	Токарно-автоматный цех	2470	0,7	3528,6	2520	1,02
6	Сборочный цех	800	0,7	1142,9	816,2	1,02
7	Штамповочный цех	2000	0,7	2857	2040	1,02
8	Механический цех	2600	0,7	3714,3	2652	1,02
9	Гальванический цех	2344	0,85	2757,6	1452,7	0,612
10	Компрессорный цех	450	0,8	562,5	337,5	0,75
11	Кузнечный цех	3800	0,7	5428,6	3876,8	1,02
12	Литейный цех	1689	0,7	2412,8	1723	1,02
13	Тарный цех	200	0,7	285,7	204	1,024
14	Склады	60	0,6	100	80	1,33
15	Заводоуправление	160	0,7	228,6	163	1,02
16	Столовая	320	0,9	355,6	155	0,48
17	Бытовые ЦЗЛ	300	0,7	428,6	306	1,02

Вычислим суммарную активную мощность для завода

Вычислим суммарную реактивную мощность

Определим полную мощность по формуле

2.2 Выбор типа, мощности и мест размещения компенсирующих устройств на напряжение до 1000 В

Компенсирующие устройства ставятся для повышения . При низком увеличивается ток, а следовательно необходимо увеличить сечение проводов, мощность генераторов электростанций, затраты топлива на выработку электрической энергии.

Для начала повышаем естественными способами, например: 1. Ограничение холостого хода силовых трансформаторов, ограничение холостого хода сварочных аппаратов и ограничение холостого хода асинхронных двигателей.

2. Замена недогруженных двигателей двигателями меньшей мощности

3. Если мощность двигателей более 100кВт, то рекомендуется использовать синхронный двигатель

Выбор компенсирующих устройств

Вычислим мощность КУ для первого цеха по формуле:

Определим зная что cos ц = 0,94

Со справочника выберем компенсирующее устройство типа

2*УКЛ(П)Н-0,38-150-50У3

Определим полную мощность после компенсации:

кВА

Определим после компенсации:



Для остальных цехов расчет выполняется аналогично, результаты заносим в таблицу 2.

№			Тип компенсирующего устройства			сos ц пк
	кВт	кВар		кВар	кВА
1	380	250,8	2*УКМ58-0,38-125-25У3	250	404,2	0,94
2	1000	660	6*УК -0,38-110-НУ3	660	1062,9	0,94
3	1800	0		0	2000,0	0,90
4	400	264	2* УКМ58-0,38-125-25У3	266	424,5	0,94
5	2470	1630,2	4*УК-0,38-430-НУ3	1720	2596,3	0,95
6	800	528	3*УКМ58 -0,38-175-25У3	525	851,4	0,94
7	2000	1320	6*УК -0,38-220-НУ3	1320	2125,8	0,94
8	2600	1716	6*УК -0,38-430-НУ3	1720	2762,2	0,94
9	2344	609,44	2*УК -0,38-320-НУ3	640	2480,9	0,94
10	450	175,5	2*УК -0,38-110-НУ3	156	485,2	0,93
11	3800	2508	6*УК -0,38-430-НУ3	2580	4015,2	0,95
12	1689	1114,74	4*УКЛ(П)Н-0,38-30050У3	1100	1800,3	0,94
13	200	132	УКМ58-0,38-125-25У3	125	215	0,93
14	60	58,2		0	100,0	0,60
15	160	105,6	УК -0,38-110-НУ3	110	168,6	0,95
16	320	0		0	355,6	0,90
17	300	198	2*УКМ58 -0,38-100-20У3	200	318,2	0,94

Определим суммарную мощность КУ

Определим суммарную полную мощность после компенсации



Компенсирующее устройство устанавливается на цеховой подстанции и подключается к шинам низкого напряжения, чтобы добиться желаемого . кроме подстанций где cos ц>=0.9, и подстанций где <100кВар

Электрическая схема установки КУ

2.3 Выбор типа, числа и мощности трансформаторов ТП и их месторасположения

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ТП зависит от категории электроснабжения цехов, если потребитель первой категории электроснабжения, то для него выбирается 2 трансформатора; для потребителей второй категории - 2 трансформатора или 1 трансформатор при условии наличия резервного выкатного трансформатора; потребители третьей категории от одного трансформатора.

Если потребитель первой и второй категории электроснабжения то выбираем из условия:

>=

1,4 коэффициент возможной 40% перегрузке одного трансформатора при отключении другого в течении 5 дней по 6 часов в сутки.

Если потребитель третей категории электроснабжения то выбираем из условия:

>=

Электроцех является потребителем второй категории электроснабжения и питается от двух трансформаторов

Выбираем два трансформатора типа ТМ-400/10

Аналогично выбираем трансформаторы и для других цехов, результаты заносим в таблицу 3, а технические данные трансформаторов в таблицу4

Таблица 3

№	категория	количество				Тип трансформатора
			кВА	кВА	кВА
1	2	2	404,2	288,7	400	ТМ-400/10
2	2	2	1062,9	759,2	1000	ТМ-1000/10
3	1	2	2000	1428,6	1600	ТМ-1600/10
4	2	2	424,5	303,2	400	ТМ-400/10
5	2	2	2596,3	1854,5	2500	ТМ-2500/10
6	2	2	851,4	608,1	630	ТМ-630/10
7	2	2	2125,8	1518,4	1600	ТМ-1600/10
8	2	2	2762,2	1973,0	2500	ТМ-2500/10
9	2	3	2480,9	1772,1	1000	ТМ-1000/10
10	2	2	485,2	346,6	400	ТМ-400/10
11	2	3	4015,2	2868,0	1600	ТМ-1600/10
12	1	2	1800,3	1285,9	1600	ТМ-1600/10
13	3	1	215	215	250	ТМ-250/10
14	3	1	100	100,0	100	ТМ-100/10
15	2	2	168,6	120,4	160	ТМ-160/10
16	3	1	355,6	355,6	400	ТМ-400/10
17	3	1	318,2	312,1	400	ТМ-400/10

Таблица 4 Технические данные трансформаторов

№	Тип трансформатора	Sн	Uн1	Uн2	?Pкз	?Pхх	Uкз	Iхх
		кВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%
1	ТМ-100/10	100	10	0,4	0,60	0,33	4,5	2,6
2	ТМ-160/10	160	10	0,4	2,65	0,51	4,5	2,4
3	ТМ-250/10	250	10	0,4	3,70	0,74	4,5	2,3
4	ТМ-400/10	400	10	0,4	5,50	0,95	4,5	2,1
5	ТМ-630/10	630	10	0,4	7,60	0,131	5,5	2
6	ТМ-1000/10	1000	10	0,4	12,2	2,4	5,5	1,4
7	ТМ-1600/10	1600	10	0,4	18	3,3	5,5	1,4
8	ТМ-2500/10	2500	10	0,4	25	4,6	5,5	1,0
9	ТМ-4000/10	4000	10	0,4	33,5	6,4	6,5	0,9

2.4 Определение центра нагрузки цехов

Определим координаты местоположения цехов завода, по полученным данным составим таблицу 7

№ цеха	Pm	Xpi	Ypi
1	380	325	595
2	1000	330	750
3	1800	485	830
4	400	905	595
5	2470	295	280
6	800	540	280
7	2000	715	235
8	2600	975	85
9	2344	650	595
10	450	135	95
11	3800	565	490
12	1689	270	100
13	200	70	95
14	60	595	60
15	160	1130	800
16	320	35	110
17	300	585	660

Вычислим координаты установки ГПП

X0=

Y0= =

2.5 Выбор проводов и кабелей распределительной сети

Для внутризаводского электроснабжения выбираем радиальную схему т.к. она является предпочтительной для коротких линий.

Выбор конфигурации схемы распределения электроэнергии

Выбор сечений кабелей производится по экономической плотности тока.

Для одноцепных кабелей ток равен

Для двухцепных кабелей ток равен



Рассчитаем сечение кабеля для ТП первого цеха

Определим ток протекающий по кабелю

Определим сечение кабеля при jэк=1,4

Выбираем кабель марки АСБ 3•16мм2

После выбора, проверяем кабель по длительному току

Для двухцепных кабелей:

Для одноцепных кабелей:

Для остальных цехов расчет аналогичен. Все расчетные данные внесены в таблицу 8

таблица 8

№	Sрасч	Iрасч	Fэ	Марка кабеля	n	Iдоп
	кВА	А	мм2		кол-во	А
1	404,2	11,7	16	АСБ3*16	2	75
2	1062,9	30,7	16	АСБ3*16	2	75
3	2000	57,8	35	АСБ3*35	2	115
4	424,5	12,3	16	АСБ3*16	2	75
5	2596,3	75,0	50	АСБ3*50	2	140
6	851,4	24,6	16	АСБ3*16	2	75
7	2125,8	61,4	35	АСБ3*35	2	115
8	2762,2	79,8	50	АСБ3*50	2	140
9	2480,9	47,8	35	АСБ3*35	3	115
10	485,2	14,0	16	АСБ3*16	2	75
11	4015,2	116,0	70	АСБ3*70	3	165
12	1800,3	52,0	35	АСБ3*35	2	115
13	212,2	12,3	16	АСБ3*16	1	75
14	100	5,8	16	АСБ3*16	1	75
15	168,6	4,9	16	АСБ3*16	2	75
16	355,6	20,6	16	АСБ3*16	1	75
17	318,2	18,4	16	АСБ3*16	1	75



3. Разработка внешнего электроснабжения

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Для всего завода:

=

Выбираем близкое к

Выбираем по два трансформатора с высоким напряжением 35 и 110 Кв

Определяем коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме по формуле:

==0,69

Определяем коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме по формуле:

Данные заносим в таблицу 5

	n	Uн			Тип трансформатора	Кз в Норм режиме	Кз в ав-м режиме
кВА	кол	кВ	кВА	кВА
22132	2	110	15808	16000	ТДН-16000/110	0,69	1,38
22132	2	35	15808	16000	ТД-16000/35	0,69	1,38



Технические данные трансформаторов ставим в таблицу 6

Таблица 6 Технические данные трансформаторов

№	Тип трансформатора	Sн	Uн1	Uн2	?Pкз	?Pхх	Uкз	Iхх
		кВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%
1	ТДН-16000/110	16000	110	10	90	26	10,5	0,7
2	ТД-16000/35	16000	35	10	90	21	8	0,6

3.2 Выбор сечений проводов питающих линий

Определим сечение провода по экономической плотности тока для 35кВ

Определим ток

Определим сечение провода

Выберем провод марки АС-150. Проверим провод по нагреву.

Провод проходит по нагреву.

Технические данные проводов представлены в таблице 13.



Таблица 13.

№	Марка провода	Uн, кВ	R0, Ом/км	L, км	С0, тыс.руб./км
1	АС-150	35	0,198	68	12,5

Определим сечение провода по экономической плотности тока для 110кВ электроснабжение мощность кабельный линия

Определим ток

Определим сечение провода

Выберем провод марки АС-70. Проверим провод по нагреву.

Провод проходит по нагреву.

Технические данные проводов представлены в таблице 13.

Таблица 13.

№	Марка провода	Uн, кВ	R0, Ом/км	L, км	С0, тыс.руб./км
1	АС-70	110	0,43	68	13,5



3.3 Выбор напряжении питающей сети на основе технико-экономического сравнение методом дисконтированных затрат

Рис. 3 Схемы для технико-экономического сравнения

Вариант I - 35кВ

Определим стоимость ВЛ.

Клэп = С0*L =12.5*68 = 850 тыс. руб.

где С0=12,5 тыс. руб. стоимость одного километра линии.

Определим по справочнику стоимость ГПП.

Кгпп=193,49 тыс. руб.

Суммарная стоимость

К1= Клэп+ Кгпп=850+193,49=1043.49тыс.руб.

Переведем капитальные затраты в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

К=1043.49*30=31304.7

Вычислим суммарные издержки.

И = Иа + Ир + И?W

Иа - издержки на амортизацию

Ир- издержки на ремонт

И?W - издержки на оплату потерь ээ.

Издержки на амортизацию

Издержки на ремонт

.

Издержки на оплату потерь ээ

И?W =?W*

Суммарные потери ээ

?W=?Wтр+?Wлэп

Потери ээ в ЛЭП

?Wлэп =?Р*



Потери мощности в ЛЭП

Определим максимальное время потерь

?Wлэп = 2692.327 *= 8604677.1 кВт/ч

Потери ээ в трансформаторе

?Wтр=?Рхх*8760+*?Ркз*=21*8760+ *90*=734613.26кВт/ч

?W= 8604677.1 +734613.26=9339290.36 кВт/ч

И?W = 9339290.36 *0,04=373.572 тыс.руб.

И1=+12,6+373.572 =421.172 тыс.руб.

Переведем издержки в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

И=421.172*30=12635.6

Общие затраты

З = К + И = 31304.7+12635.6=43939.86 тыс.руб.

Вариант II - 110кВ

Определим стоимость ВЛ.

Клэп = С0*L =13.5*68 = 918 тыс. руб.

Определим по справочнику стоимость ГПП.

По справочнику выберем ГПП-110-ЙЙЙ-У-2Ч16000А2

Кгпп=226,66 тыс. руб.

Суммарная стоимость

К= Клэп+ Кгпп=918+226,66=1144.66 тыс.руб.

Переведем капитальные затраты в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

К=1144.66*30=34339.8

Вычислим суммарные издержки.

И = Иа + Ир + И?W

Издержки на амортизацию

Иа= += тыс.руб.

Издержки на ремонт

Ир= =+ тыс.руб.

Издержки на оплату потерь ээ

И?W =?W*

Суммарные потери ээ

?W=?Wтр+?Wлэп



Потери ээ в ЛЭП

?Wлэп =?Р*

Потери мощности в ЛЭП

?Р =*=589.193 кВт

*8760 =

?Wлэп = 589.193 *= 1883060.8 кВт/ч

Потери ээ в трансформаторе

?Wтр=?Рхх*8760+*?Ркз*=26*8760+ *90*=625674кВт/ч

?W= 1883060.8 +625674=2508734.8кВт/ч

И?W = 2508734.8*0,04=100.349 тыс.руб.

И= + +100.349 =154.73 тыс.руб.

Переведем издержки в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

И=154.73 *30=4641.9

Общие затраты

З = К + И = 34339.8+4641.9=38981.7 тыс.руб.

3.4. Расчёт токов короткого замыкания и проверка сечений кабельных линий на термическую стойкость

Составим схему замещения для расчета к.з.



S_c=1000 МВА

х_с=0,9

U_ср=115 кВ

L=68км

R₀=0,43 Ом/км

Х₀=0,444 Ом/км

U_ср=115 кВ

S_т=16 МВА

ДU_к.з.=10,5%

ДР_к.з.=90 кВт

U_ср=10,5 кВ

Рис. 5 Схема для расчета

2 Рассчитываем параметры схемы замещения

Sн=1000 МВА, S''=1500 МВА,

Для удобства расчета принимаем Sб=1000 МВА

Определим сопротивление системы

Определим сопротивление линии

Определим сопротивление трансформатора Xт

Определим X результирующее

Xрез = + + =6.6+1.1+0.67=8.37



Определим базисный ток

Определим ток к.з.

Определим

Определим активное и реактивное сопротивление кабеля Rк и Xк

Определим Zрез

Определим ударный ток



Определим тепловой импульс

где:

t=tр+tв+tп=0.9+0.1+0.05=1.05

Определим минимальное допустимое сечение кабеля АСБ 3•16мм2

Т.к. по термической стойкости кабель не проходит, то выбираем кабель большего сечения: АСБ 3•95мм2

Для кабелей остальных ЦТП расчет аналогичен, результаты внесены в таблицу 16. Новые кабели и их параметры занесены в таблицу 17

Таблица 16

№	Fст	RK	XK	Zрез	Iк.з.	Вк	Fmin	Fк
	мм2	Ом	Ом	Ом	кА	кА2 с	мм2	мм2
1	16	0,12	0,007	0,94	6,48	39,08	78,06	95
2	16	0,49	0,028	1,07	5,70	30,50	68,70	70
3	35	0,20	0,022	0,96	6,30	37,02	75,91	95
4	16	0,27	0,016	0,97	6,23	36,24	75,09	95
5	50	0,08	0,012	0,94	6,49	39,25	78,24	95
6	16	0,36	0,021	1,01	6,03	34,00	72,66	95
7	35	0,08	0,008	0,93	6,52	39,59	78,58	95
8	50	0,20	0,030	0,97	6,25	36,45	75,31	95
9	35	0,08	0,008	0,93	6,51	39,51	78,50	95
10	16	0,68	0,040	1,18	5,16	25,23	62,24	70
11	70	0,02	0,004	0,92	6,57	40,19	79,19	95
12	35	0,24	0,026	0,98	6,21	36,03	74,87	95
13	16	0,89	0,052	1,32	4,60	20,24	55,45	70
14	16	0,70	0,041	1,19	5,11	24,74	61,60	70
15	16	0,92	0,054	1,34	4,53	19,64	54,58	70
16	16	1,53	0,089	1,84	3,31	10,97	39,87	50
17	16	0,58	0,034	1,12	5,43	27,81	65,48	70

№	Марка старого провода	Fmin	Марка нового провода	r0	x0
		мм2		Ом/км	Ом/км	км
1	АСБ3*16	78,06	2ЧАСБ 3*95	0,326	0,083	0,12
2	АСБ3*16	68,70	2ЧАСБ 3*70	0,443	0,086	0,5
3	АСБ3*35	75,91	2ЧАСБ 3*95	0,326	0,083	0,46
4	АСБ3*16	75,09	2ЧАСБ 3*95	0,326	0,083	0,28
5	АСБ3*50	78,24	2ЧАСБ 3*95	0,443	0,086	0,26
6	АСБ3*16	72,66	2ЧАСБ 3*95	0,326	0,083	0,37
7	АСБ3*35	78,58	2ЧАСБ 3*95	0,443	0,086	0,17
8	АСБ3*50	75,31	2ЧАСБ 3*95	0,326	0,083	0,66
9	АСБ3*35	78,50	3ЧАСБ 3*95	0,326	0,083	0,28
10	АСБ3*16	62,24	2ЧАСБ 3*70	0,443	0,086	0,7
11	АСБ3*70	79,19	3ЧАСБ 3*95	0,443	0,083	0,13
12	АСБ3*35	74,87	2ЧАСБ 3*95	0,326	0,083	0,55
13	АСБ3*16	55,45	АСБ 3*70	0,443	0,086	0,46
14	АСБ3*16	61,60	АСБ 3*70	0,443	0,086	0,36
15	АСБ3*16	54,58	2ЧАСБ 3*70	0,443	0,086	0,95
16	АСБ3*16	39,87	АСБ 3*50	0.62	0.09	0,79
17	АСБ3*16	65,48	АСБ 3*70	0,443	0,086	0.3

таблица 17

3.5 Электрический расчет распределительной сети

Определим активные потери ?Р для каждого цеха и для всего завода

где:

R=r0*l=1,94* 0,12=0.116

r0 - определяем по справочнику

l- определяем по схеме внутризаводского электроснабжения

Определяем потери напряжения

Для первого цеха

Для остальных цехов расчет аналогичен. Все расчетные данные внесены в таблицу

№	Марка кабеля	P	Fст	Sпк	Lм	R0	R	?Р	?U
		кВт	мм2	кВА	км	Ом/км	Ом	кВт	кВ
1	2ЧАСБ 3*95	380	95	404,2	0,12	1,94	0,116	0,19	0,004
2	2ЧАСБ 3*70	1000	70	1062,9	0,5	1,94	0,49	5,48	0,049
3	2ЧАСБ 3*95	1800	95	2000	0,46	0,89	0,20	8,19	0,037
4	2ЧАСБ 3*95	400	95	424,5	0,28	1,94	0,27	0,49	0,011
5	2ЧАСБ 3*70	2470	95	2596,3	0,26	0,62	0,08	5,43	0,020
6	2ЧАСБ 3*95	800	70	851,4	0,37	1,94	0,36	2,60	0,029
7	2ЧАСБ 3*70	2000	95	2125,8	0,17	0,89	0,08	3,42	0,015
8	2ЧАСБ 3*95	2600	95	2762,2	0,66	0,62	0,20	15,61	0,053
9	2ЧАСБ 3*95	2344	95	2480,9	0,28	0,89	0,08	5,11	0,019
10	2ЧАСБ 3*70	450	70	485,2	0,7	1,94	0,68	1,60	0,031
11	2ЧАСБ 3*95	3800	95	4015,2	0,13	0,443	0,02	3,09	0,007
12	2ЧАСБ 3*95	1689	95	1800,3	0,55	0,89	0,24	7,93	0,041
13	АСБ 3*70	200	70	212,2	0,46	1,94	0,89	0,40	0,018
14	АСБ 3*70	60	70	100	0,36	1,94	0,70	0,07	0,004
15	2ЧАСБ 3*70	160	70	168,6	0,95	1,94	0,92	0,26	0,015
16	АСБ 3*50	320	50	355,6	0,79	1,94	1,53	1,94	0,049
17	АСБ 3*70	300	70	318,2	0,3	1,94	0,58	0,59	0,017



3.6 Механический расчет проводов ВЛ питающей сети

Исходные данные для расчета:

Напряжение U=110кВ

Марка провода АС-70/11

Тип опоры ЖБ - 110-2

Промежуточный пролет-250м

1.Геометрические размеры промежуточной опоры:

высота опоры - 31м,

расстояние от земли до нижней траверсы - 19м,

расстояние от верхней траверсы до нижней траверсы - 4м,

длина гирлянд изолятора - 1,41м.

2.Климатические условия:

высшая температура воздуха

t+=37 град

низшая температура воздуха

t-=-26 град

эксплуатационная температура

tэ=+11,8 град

температура при гололеде

tг=-5 град

нормативный скоростной напор ветра на высоте до 15м от земли для III района по ветру при повторяемости 1 раз в 10 лет:

q=500 Па

нормативная скорость ветра:

v=29 м/с

нормативная толщина стенки гололеда для II района:

b=10мм=0,01м.

Определяем среднюю высоту крепления проводов к изоляторам приведенного центра тяжести проводов:

Средняя высота крепления проводов к изоляторам, а следовательно, и высота расположения приведенного центра тяжести проводов более 15м, поэтому для определения скоростного напора вводится поправочный коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра по высоте. Для высоты 21,59м коэффициент равен kqh =1,55.

qv=q*kqh=500*1,55=775 Па

3. Расчетные параметры провода АС-70/11:

поперечное сечение провода

F=68+11,3=69,3 мм2

диаметр провода

d=11,4 мм=0,0114 м

разрывное усилие

[T]=24130 Н

масса

G0=276 кг/км=0,276 кг/м

модуль упругости

Е=82,5*109 Па

температурный коэффициент линейного расширения

б=19,2*10-6 1/град

предел прочности при растяжении (временное сопротивление)

[увр]=290 МПа=290*106 Па

нормативное допускаемое напряжение провода при наибольшей нагрузке

[унб]=116 МПа=116*106 Па

нормативное допускаемое напряжение провода при низшей температуре

[у-]=116 МПа=116*106 Па

нормативное допускаемое напряжение провода при среднегодовой температуре

[уэ]=87 МПа=87*106 МПа

4. Определяем удельные нагрузки:

Удельная нагрузка от собственной массы провода

Удельная нагрузка от массы гололеда

где: =900 - удельная плотность гололеда, кг/м3.

Суммарная удельная нагрузка от собственного веса провода и гололеда

Удельная нагрузка от давления ветра

где: - коэффициент влияния длины пролета на ветровую нагрузку

- коэффициент лобового сопротивления провода давлению ветра

- коэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по пролету, который вычисляется по формуле:

Удельная нагрузка от давления ветра на провод, покрытый гололедом

где: - скоростной напор ветра при гололеде, Па

Удельная нагрузка от массы провода и давления ветра на провод

Удельная нагрузка от массы провода, массы гололеда и давления ветра на провод при гололеде

5. Выполним систематический расчет провода в нормальном режиме.

При режиме наибольшей внешней нагрузки:

[угнб]=116 МПа

гнб= г7=133,3*103 Н/м3

tнб=-5 град

При минимальной температуре и отсутствии внешних нагрузок:

[у-]=116 МПа

г1=39*103 Н/м3

t-=-26 град

При среднегодовой температуре и отсутствии внешних нагрузок:

[уэ]=87 МПа

г1=39*103 Н/м3

tнб=+11,8 град

6.Определяем условную монтажную температуру для каждого из режимов.

Условная монтажная температура для режима наибольшей нагрузки:

Условная монтажная температура для режима минимальной температуры:

Условная монтажная температура для эксплуатационного режима:



Сравниваем рассчитанные условные температуры между собой

-111,1<31,7<39,6

Минимальной является температура для режима наибольшей нагрузки, что определяет исходный расчетный режим для провода АС-70/11 в пролете длиной 250 м:

[угнб]=116 МПа гнб= г7=133,3*103 Н/м3 tг=-5 град

7.Определяем напряжения в проводе для всех нормативных сочетаний климатических условий.

Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе при максимальной температуре.

*А-В=0

*234.6=326777.34

Принимаем 58 мПа

Определяем напряжение первой итерации



Вторая итерация

Третья итерация

мПа

Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе при минимальной температуре.

A=134.7

B=326777.34

*134.7 = 326777.34

Принимаем 58 мПа

Определяем напряжение первой итерации

Вторая итерация

=3,15 мПа

Третья итерация

= мПа

Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе при эксплуатационном режиме.

=

A=-194.7

B=326777.34

*194.7=326777.34

58 мПа

Определяем напряжение первой итерации

=41,98 мПа

Вторая итерация

= мПа

Третья итерация

= мПа

=37,51 мПа

Проверка состояния провода в эксплуатационном режиме.

=% что допустимо

Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе в режиме гололёда.

=



A=-168

B=3042402,3

58 мПа

Определяем напряжение первой итерации

=113,15 мПа

Вторая итерация

=110,25 мПа

Третья итерация

=105,6 мПа

мПа

Решается уравнение состояния провода относительно величины напряжения в проводе в режиме наибольшего ветрового напора.

=

*168=1952868.6

A=-168

B=1952868.6

58 мПа

Определяем напряжение первой итерации

=98.31 мПа

Вторая итерация

=88.29 мПа

Третья итерация

=87.44 мПа

мПа

8.Определим габарит пролета и тяжение по проводу.

Определим максимальную стрелу провеса провода.

=8,7 м

=8,8 м

Следовательно, максимальной является стрела провеса в режиме гололёда

8,8 м

9. Проверяем соблюдение габарита линии. Наименьшее допустимое расстояние до земли в населенной местности и на территории пром. предприятий, согласно ПУЭ 7м.

>= 7м

10. Рассчитываем стрелу провеса при минимальной температуре.

=7 м

11. Рассчитываем стрелу провеса в эксплуатационном режиме.

=8,12 м

12. Рассчитываем тяжение по проводу.

Для режима максимальной температуры.

Т+=*F = 34.8*106*69.3*10-6 = 2411.64 H

Для остальных режимов состояние провода расчет величины тяжения аналогичен.

Результаты заносим в таблицу 14

Таблица 14

Режим нагрузки провода	Температура 0C	Удельная нагрузка *103 Н/м3	Напряжение в проводе мПа	Стрела провеса	Тяжение по проводу
Режим наибольшей внешней нагрузки	-5	133,3	116	__	8038
Режим максимальной температуры	+37	39	34,8	8,75	2411,64
Режим минимальной температуры	-26	39	43,04	7	2989,6
Режим гололёда	-5	119	105,6	8,8	7318
Режим ветровой нагрузки	-5	95,34	87,44	__	6059,5
Эксплуатационный режим	+11,8	39	37,51	8,12	2599,1

13. Рассчитаем монтажные таблицы и построим монтажные кривые.

Рассчитываются величины напряжений в проводе и стрел провеса при температурах от низшей температуры воздуха t-=-26 0C до высшей t+=37 0C, при удельной нагрузке от собственной массы.

Напряжение при t = -20 0C определяется по основному уравнению состояния провода

=

Получается неполное кубическое уравнение

*144,3=326777,34

A=-144.3 B=326777.34 мПа

Определяем напряжение первой итерации

=44,8 мПа

Вторая итерация

=42мПа

Третья итерация

=41,8 мПа

мПа

Стрела провеса при температуре -20 0C равна

=7,27 м

Расчеты напряжений и стрел провеса провода для режимов с другими температурами выполняются аналогично. Результаты заносим в таблицу 15

Температура град	Напряжение Мпа	Стрела провеса м
-26	43,04	7
-20	41,8	7,27
-15	41,1	7,41
-10	40,34	7,54
-5	39,6	7,68
0	38,9	7,8
5	38,3	7,9
10	37,7	8
15	37,14	8,2
20	36,5	8,3
25	36,04	8,45
30	35,5	8,57
35	35	8,6
37	34,8	8,7

Строим монтажные кривые по данным таблицы 16. Это зависимости напряжения и стрелы провеса от температуры.



Заключение

В данной курсовой работе мы рассмотрели электроснабжение цементного завода. Рассчитали нагрузку инструментального цеха данного завода, установили компенсирующие устройства для каждого цеха.

Осуществили выбор трансформаторов ГПП и ЦТП, определили центр нагрузок завода.

Выполнили технико-экономическое сравнение вариантов, выбрали экономически выгодный вариант электроснабжения завода. Определили потери активной мощности и напряжения в сети. Выполнили механический расчет воздушных линий электропередач.

Размещено на Allbest.ru