99524

Электроснабжение комбината стройиндустрии

Курсовая

Энергетика

В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы электроснабжения комбината стройиндустрии, касающиеся определения расчетных нагрузок цехов завода с учетом их внутреннего освещения и наружного освещения территории комбината, построения картограммы нагрузок, вычисления центра электрических нагрузок и определения места расположения ГПП.

Русский

2016-09-21

4.22 MB

0 чел.

Министерство образования Российской Федерации

Ивановский Государственный Энергетический Университет

Кафедра электрических систем

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ НА ТЕМУ;

«ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ КОМБИНАТА СТРОЙИНДУСТРИИ»

Выполнил: студент гр.5-26

      Бахмутова М.С.

Руководитель проекта:

       Рыжов О.И.

ИВАНОВО 2004


Содержание

           стр.

Введение           3

1.Общая характеристика предприятия       4

2.Анализ исходных данных на проектирование      5

3.Разработка схемы внутризаводского электроснабжения    6

3.1.Определение расчетных нагрузок      6

 3.1.1.Определение расчетной нагрузки ремонтно-механического

цеха          6

3.1.2.Определение расчетных силовых и осветительных нагрузок

цехов предприятия        9

3.1.3.Определение расчетной нагрузки высоковольтных

приемников         13

3.1.4.Приближенная оценка суммарной нагрузки предприятия 14

3.2.Построение картограммы электрических нагрузок предприятия  15

3.3.Выбор напряжения питающей и распределительной сети   17

3.4.Выбор типа, числа и мощности трансформаторов ЦТП, числа ЦТП

и их месторасположения        18

3.5.Выбор способов канализации электроэнергии    22

3.6.Выбор схемы внутризаводского электроснабжения на основе

технико-экономического расчета       23

 3.6.1.Выбор конфигурации схемы распределения электроэнергии 23

 3.6.2.Расчет потокораспределений и выбор сечений проводов и

 кабелей в схеме электроснабжения (по вариантам)   26

 3.6.3.Технико-экономическое сравнение вариантов методом

 дисконтированных затрат       35

4.Разработка схемы внешнего электроснабжения     39

4.1.Определение суммарной расчетной нагрузки предприятия   39

4.2.Выбор типа, мощности и мест размещения компенсирующих

устройств на напряжение выше 1000 В      40

4.3.Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП    42

4.4.Выбор сечений проводов питающей линии и определение ее

параметров          43

5.Расчет токов короткого замыкания и проверка сечений кабельных линий

на термическую стойкость         45

6.Электрические расчеты режимов работы системы электроснабжения

предприятия           48

7.Технико-экономические показатели проекта      50

Заключение           54

Список использованной литературы       56

Приложения           57


Введение

В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы электроснабжения комбината стройиндустрии, касающиеся определения расчетных нагрузок цехов завода с учетом их внутреннего освещения и наружного освещения территории комбината, построения картограммы нагрузок, вычисления центра электрических нагрузок и определения места расположения ГПП.

Рассмотрены также вопросы выбора числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций и мощности комплектных конденсаторных установок, устанавливаемых на стороне низшего напряжения ЦТП.

Произведен выбор кабельных линий, питающих цеховые подстанции и силовые пункты, осуществлена их проверка по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, а также по термической стойкости к токам короткого замыкания в кабельной линии, определено минимально допустимое сечение кабельных линий.

Методом дисконтированных затрат произведено технико-экономическое сравнение двух вариантов внутрицеховой распределительной сети комбината.

Далее произведен расчет установившихся режимов работы системы электроснабжения предприятия (режим максимальных нагрузок и режим минимальных нагрузок) с помощью программного комплекса «Энергия».

В заключении проекта были вычислены полные капиталовложения в проект, его технико-экономические показатели и себестоимость электроэнергии.


1.Общая характеристика предприятия

Промышленные предприятия являются основными потребителями электроэнергии. Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников, к которым относятся электродвигатели различных приводов, электрические печи, осветительные установки и т.д. [1]

В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы электроснабжения комбината стройиндустрии.

Комбинат, в основном, занимается производством железобетонных изделий.

На заводах железобетонных изделий применяются: конвейеры по производству панелей перекрытий; бетономешалки различной емкостью; бетоноукладчики, формировочные машины с вибраторами. Последние работают на повышенной частоте 200Гц при напряжении 220В; остальные приводы переменного тока работают на промышленной частоте 50 Гц. Электротехнологическими установками для заводов железобетонных изделий являются электросварка – дуговая и контактная – и электронагрев для предварительного нагрева арматуры.

Напряжение силовых приемников в промышленности строительных материалов 380В; для мощных приводов (в данном курсовом проекте – компрессоров) – 10кВ. Большинство механизмов работает в продолжительном режиме, иногда с периодическими циклами.

Предприятие работает в две смены.

Расстояние от питающей подстанции до предприятия 6 км.

Установленная мощность комбината без учета нагрузки ремонтно-механического цеха и освещения составляет 18746 кВт. Время использования максимума активной нагрузки составляет 3000 часов, реактивной – 3200 часов.

Расчет оплаты за электроэнергию ведется по двухставочному тарифу =175руб/кВт; =1руб/кВтч.

Среда территории предприятия нормальная, плотность застройки средняя, что позволяет использовать открытую прокладку кабельных линий и строительство эстакад.


2.Анализ исходных данных на проектирование

К потребителям I категории по надежности электроснабжения в данном проекте можно отнести компрессорную. К потребителям III категории относятся склады, полигон железобетонных изделий, столовая. Остальные потребители относятся к II категории. На ГПП должно устанавливаться два трансформатора, питание осуществляется по двухцепной ЛЭП (по условию надежности электроснабжения).

Питание предприятие осуществляется от энергосистемы мощностью 700 МВА. Возможно осуществить питание с шин 110, 35, 20, 10 или 6 кВ.

В режиме максимальных нагрузок на шинах питающей подстанции поддерживается напряжение 1,05Uн, в режиме минимальных нагрузок – 0,99Uн.

Генплан предприятия представлен на рисунке 2.1. Ведомость электрических нагрузок предприятия по цехам приведена в таблице 2, Приложения 1. Ведомость по электрическому оборудованию ремонтно-механического цеха представлены в таблице 1, Приложения2.

Рисунок 2.1.Генплан предприятия

В таблице 2.1 представлены основные сведения о цехах предприятия.


Таблица 2.1

№ цеха на генплане

Название цеха

Установленная мощность, кВт

Окружающая среда

Категория цеха по надежности электроснабжения

1

Склад заполнителей

252

Пожароопас.

III

2

Склад цемента

448

Нормальная

III

3

Бетонно-растворный завод

350

Пожароопас.

II

4

Дробильно-сортировочная установка

182

Нормальная

II

5

Открытый полигон железобетонных изделий

252

Нормальная

III

6

Мастерская по ремонту оборудования

Цех горячего эмалирования

406

4480

Нормальная

Нормальная

II

II

7

Котельная

812

Нормальная

II

8

Арматурный цех

2142

Нормальная

II

9

Завод крупнопанельного домостроения

1988

Нормальная

II

10

Завод железобетонных изделий

812

Нормальная

II

11

Компрессорная

224

Нормальная

I

11

(10 кВ)

Компрессорная

1680

Нормальная

I

12

Баз минеральных изделий

1904

Нормальная

II

13

База механизации

1064

Нормальная

II

14

Цех металлоконструкций

1260

Нормальная

II

15

Столовая

490

Нормальная

III

16

Ремонтно-механический цех

Нормальная

II


3.Разработка схемы внутризаводского электроснабжения

3.1.Определение расчетных нагрузок

3.1.1.Определение расчетной нагрузки ремонтно-механического цеха

Расчетная нагрузка ремонтно-механического цеха определяется модифицированным статистическим методом [2].

Все электроприемники цеха разбиваются на характерные группы. В группу объединяются электроприемники с одинаковыми значениями коэффициента использования КИ и .

Расчетные активная и реактивные нагрузки определяются по выражениям (3.1), (3.2), (3.3).

, (кВт)       (3.1)

, (квар)       (3.2)

, (кВА)        (3.3)

где установленная мощность электроприемников i-й характерной группы;

значение тангенса i-й характерной группы;

коэффициент использования i-й группы;

коэффициент расчетной мощности, который определяется по [2] в зависимости от среднего коэффициента использования  и эффективного числа электроприемников , определяемым по выражениям (3.4) и (3.5).

 

 ,        (3.4)

.         (3.5).

В таблице Приложения 3 представлена ведомость по электрооборудованию ремонтно-механического цеха. Все электроприемники РМЦ разбиваются на характерные группы по значению коэффициента использования КИ.

Данные по характерным группам  электроприемников приведены в таблице 3.1 (значения КИ и  определены по [3]).


Таблица 3.1

Характерные группы электроприемников РМЦ

Номер группы n

Наименование  производственного оборудования

Количество, шт.

Установленная

мощность, кВт

КИ для каждой группы

cos каждой группы

tg каждой группы

Мощность одного приемника, кВт

Общая мощность электроприемников, кВт

1

Кран мостовой электрический

2

36

72

0,06

0,5

1,73

2

Таль электрическая

1

0,85

0,85

0,1

1,0

0

3

Ножницы листовые с наклонным ножом

2

7

14

0,14

0,5

1,73

Зигмашина

1

1,7

1,7

Трубогибочный станок

2

7

14

Фланцегибочный станок

3

4,5

13,5

Трубоотрезной станок

2

2,8

2,5

Точильный станок

4

1,7

6,8

Вальцовка трехвалковая

2

2,5

5

Настольносверлильн. Станок

2

0,6

1,2

Радиальносверлильн. Станок

1

6,925

6,925

Вертикальносверл. Станок

2

1,7

3,4

Горихонтальнофрез. Станок

3

6,325

18,975

Копировальнофрез. Станок

1

4,65

4,65

Поперечнострогальн. Станок

2

8

16

Долбежный станок

2

3,8

7,6

Универсальный заточной станок

2

1,75

3,5

Полуавтомат для заточки

1

3,45

3,45

Полуавтомат для заточки

2

2,3

4,6

Доводочный станок

2

0,4

0,8

Полуавтомат для заточки

2

2,925

5,85

Точильный станок

1

1,7

1,7

Суммарная мощность

139,25

Продолжение таблицы 3.1

4

Кран-балка

4

7,3

29,2

0,15

0,5

1,73

5

Плоскошлифовальн. Станок

2

3

6

0,16

0,5

1,73

Плоскошливовальн. Станок

3

15,8

47,4

Внутришлифовальн. Станок

2

7,645

15,29

Универсальный круглошлиф. станок

1

4,675

4,675

Профилешлифов. Станок

2

2,25

4,5

Бесцентрошлифов. Станок

2

8,15

16,3

Координатношлиф. Станок

1

0,6

0,6

Резьбошлифовальн. Станок

2

4,91

9,82

Суммарная мощность

104,585

6

Пресс-ножницы

2

4,5

9

0,17

0,65

1,17

Пресс однокривош.

3

4,5

13,5

Универсальный фрезер. станок

2

12,8

25,6

Вертикальный фрезер. станок

2

11,825

23,65

Продольнострогальн. станок

2

40

80

Зубострогальный полуавтомат

1

2,7

2,7

Зубофрезерный станок

1

0,725

0,725

Токарноревольверн. станок

3

5,475

16,425

Токарнозатылов. полуавтомат

2

3,8

7,6

Токарновинторез. станок

2

11,125

22,25

Токарнокарусельный станок

2

33,28

66,56

Координатнорасточ. станок

3

2,25

6,75

Суммарная мощность

310,76

7

Сварочный агрегат

2

28

56

0,3

0,3

3,18

Трансформатор сварочный

1

12,6

12,6

Преобразователь сварочный

2

14

28

Суммарная мощность

96,6

Окончание таблицы 3.1

8

Машина электросварочная

2

12,5

25

0,35

0,5

1,73

Машина электросварочная

1

25

25

Машина электросварочная

2

12,5

25

Суммарная мощность

75

9

Вентилятор

7

7

49

0,57

0,75

0,88

Вентилятор

2

2,8

5,6

Вентилятор

1

4,5

4,5

Суммарная мощность

59,1

10

Электропечь

2

15

30

0,6

1,0

0

Электропечь

1

45

45

Электропечь

2

15

30

ВЧ установка

2

60

120

Печь муфельная

2

2,6

5,2

Суммарная мощность

230,2

Подставим в (3.4) и (3.5) численные значения, получим:

тогда ,  [2].

Находим по (3.1), (3.2), (3.3) значения расчетных нагрузок:

 

 

3.1.2.Определение расчетных силовых и осветительных нагрузок цехов предприятия

  

Расчетные нагрузки цехов определяются по установленной мощности методом коэффициента спроса  [2].

Силовые расчетные нагрузки определяем из выражений:

, (кВт)        (3.6)

, (квар)        (3.7)

, (кВА)       (3.8)

где установленная мощность всех  электроприемников цеха (из исходных данных);

средний коэффициент спроса, определяемый по [3].

Данные и результаты по расчету силовой нагрузки цехов представлены в      таблице 3.2.

Пример расчета силовой нагрузки для цеха №1 (склад заполнителей). Установленная мощность цеха составляет 252 кВт, Кс=0,9, cos/ tg=0,9/0,48.

Расчетная активная нагрузка цеха по (3.6):

Расчетная реактивная нагрузка цеха по (3.7):

.

Расчетная полная нагрузка цеха по (3.8):

 

Таблица 3.2

Силовая нагрузка цехов

Наименование цеха

Рн, кВт

Кс

cos/ tg

, кВт

, квар

Sр, кВА

1

Склад заполнителей

252

0,9

0,9/0,48

226,8

108,87

252

2

Склад цемента

448

0,9

0,9/0,48

403,2

193,54

448

3

Бетонно-растворный завод

350

0,3

0,65/1,17

105

122,85

161,54

4

Дробильно-сортировочная установка

182

0,8

0,85/0,62

145,6

90,27

182

5

Открытый полигон ж/б изделий

252

0,7

0,9/0,48

176,4

84,67

196

6

Мастерская по ремонту оборудования и металлопалубки

406

0,3

0,5/1,73

121,8

210,71

243,6

Цех горячего эмалирования

4480

0,8

0,75/0,88

3584

3153,92

4778,67

7

Котельная

812

0,7

0,75/0,88

568,4

500,19

757,87

8

Арматурный цех

2142

0,3

0,65/1,17

642,6

751,84

989,04

Продолжение таблицы 3.2

9

Завод крупнопанельного домостоения

1988

0,3

0,5/1,73

596,4

1031,77

1191,7

10

Завод ж/б изделий

812

0,5

0,73/0,94

406

381,64

556,16

11

Компрессорная

224

0,75

0,8/0,75

168

126

224

12

База минеральных изделий

1904

0,5

0,7/1,02

952

971,04

1360

13

База механизации

1064

0,6

0,7/1,02

638,4

651,17

912

14

Цех металлоконструкций

1260

0,25

0,45/1,98

315

623,7

700

15

Столовая

490

0,7

0,8/0,75

343

257,25

428,75

16

Ремонтно-механический цех

-

-

-

331,38

306,75

451,56

Осветительная нагрузка цеха определяется по методу коэффициента спроса и удельным нормам мощности на единицу производственной площади [4]. Расчет ведется по выражениям:

, (кВт)      (3.9)

, (квар)        (3.10)

, (кВА)       (3.11)

где площадь цеха, определяемая по генеральному плану, ;

удельная расчетная мощность светильника, , определяемая по выражению:

, ()       (3.12)

где удельная табличная мощность светильника, , принимается по[5] в зависимости от типа источника света, высоты подвеса светильника и площади освещаемого помещения и приводится для освещенности в 100 лк;

нормированная освещенность,  по [5];

коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре [5];

коэффициент спроса освещения, для расчета внутреннего освещения зданий принимается по [5].

для ЛН: , , ;

для ЛЛ: , , ;

для ДРЛ: , , .

Данные и результаты по расчету осветительной нагрузки представлены в       таблице 3.3.

Пример расчета осветительной нагрузки для цеха №1 (склад заполнителей). Площадь склада составляет 2198 м2. Принимаем к установке светильники типа РСП08 с лампами ДРЛ, , , . По [5] определяем Ксо=0,6, Ен=150(Лк),

Определяем удельную расчетную мощность светильника по (3.12):

().

Определяем расчетную активную мощность светильников в цехе по (3.9):

(кВт).

Определяем расчетную реактивную мощность по (3.10):

(квар).

Определяем полную расчетную нагрузку по (3.11):

(кВА).

Таблица 3.3

Осветительная нагрузка

№ цеха

F, м2

Тип светиль-ника

Ен, Лк

,

,

Ксо

Кпра

cos/ tg

Рро, кВт

Qро, квар

Sро, кВА

1

2198

РСП08

150

4,2

6,3

0,6

1,1

0,6/

1,33

9,14

12,16

15,23

2

784

РСП08

150

4,2

6,3

0,6

1,1

0,6/

1,33

3,26

4,36

5,43

3

3285

РСП08

150

3,9

5,85

0,95

1,1

0,6/

1,33

20,09

26,72

33,48

4

784

РСП08

150

4,2

6,3

0,95

1,1

0,6/

1,33

5,16

6,86

8,6

5

2800

РСП08

150

4,2

6,3

0,6

1,1

0,6/

1,33

11,64

15,48

19,4

6

476

РСП08

400

5,7

22,8

0,95

1,1

0,6/

1,33

11,34

15,08

18,9

7

1000

ЛН

150

12,2

18,3

0,95

1

1,0/

0,0

17,39

0

17,39

8

1848

РСП08

300

4,2

12,6

0,95

1,1

0,6/

1,33

24,33

32,36

40,52

9

4937

РСП08

150

3,9

5,85

0,95

1,1

0,6/

1,33

30,18

40,14

50,3

10

3612

РСП08

150

3,9

5,85

0,95

1,1

0,6/

1,33

22,08

29,37

36,8

11

219

ЛСП06

150

3,3

4,95

0,95

1,2

0,95/

0,33

1,24

0,4

1,3

Продолжение таблицы 3.3

12

7560

РСП08

150

4,2

6,3

0,6

1,1

0,6/

1,33

31,43

41,8

52,38

13

2394

РСП08

150

4,2

6,3

0,6

1,1

0,6/

1,33

9,95

13,23

16,58

14

5329

РСП08

300

3,9

11,7

0,95

1,1

0,6/

1,33

65,16

86,67

108,6

15

392

ЛСП06

300

3,3

9,9

0,9

1,2

0,95/

0,33

4,19

1,38

4,41

16

1260

РСП08

300

3,9

11,7

0,95

1,1

0,6/

1,33

15,4

20,48

25,67

Для освещения территории предприятия принимаем светильники типа РСП. Площадь территории предприятия составляет F=179052(м2), , , , Ен=2(Лк), , [5].

,

,

.

3.1.3.Определение расчетной нагрузки высоковольтных приемников

Высоковольтной нагрузкой (10 кВ) являются синхронные двигатели, установлен-ные в компрессорной, работающие в режиме компенсации. Принимаем к установке два синхронных двигателя типа СДН14-49-У3 мощностью по 800 кВт каждый (по [6]).

Параметры двигателей:

, (кВт)        (3.13)

, (квар)        (3.14)

, (кВА).        (3.15)

.


3.1.4.Приближенная оценка суммарной нагрузки предприятия

Результаты расчетов расчетных нагрузок цехов сведены в таблицу 3.4.

Пример расчета суммарной нагрузки для цеха №1 (склад заполнителей):

.

Таблица 3.4

Расчетные нагрузки цехов

Ррсил, кВт

Qрсил, квар

Sрсил, кВА

Рро, кВт

Qро, квар

Sро, кВА

Ррц, кВт

Qрц, квар

Sрц, кВА

1

226,8

108,87

252

9,14

12,16

15,23

235,94

121,03

265,17

2

403,2

193,54

448

3,26

4,36

5,43

406,46

197,9

452,08

3

105

122,85

161,54

20,09

26,72

33,48

125,09

149,57

194,98

4

145,6

90,27

182

5,16

6,86

8,6

150,76

97,13

179,34

5

176,4

84,67

196

11,64

15,48

19,4

188,04

100,15

213,05

6

3705,8

3364,6

5005,3

11,34

15,08

18,9

3716,3

3379,7

5023,3

7

568,4

500,19

757,87

17,39

0

17,39

585,79

500,19

770,29

8

642,6

751,84

989,04

24,33

32,36

40,52

666,93

784,2

1031,4

9

596,4

1031,7

1191,7

30,18

40,14

50,3

626,58

1071,8

1241,5

10

406

381,64

556,16

22,08

29,37

36,8

428,08

411,01

593,45

11

168

126

224

1,24

0,4

1,3

169,24

126,04

211,02

11

(10кВ)

1200

-576

1331,1

-

-

-

1200

-576

1331,1

12

971,04

1360

971,04

31,43

41,8

52,38

1002,5

1401,8

1723,4

13

651,17

912

651,17

9,95

13,23

16,58

661,12

925,23

1137,2

14

623,7

700

623,7

65,16

86,67

108,6

688,86

786,67

1045,6

15

257,25

428,75

257,25

4,19

1,38

4,41

261,44

430,13

503,35

16

331,38

306,75

451,56

15,4

20,48

25,67

346,78

327,23

476,8

Террит.

-

-

-

98,48

130,98

164,13

98,48

130,98

164,13

Сумма

11178,7

9887,67

14924,1

380,46

477,47

610,51

11559,2

10365,1

15525,8

Анализируя полученные результаты можно сделать вывод, что наибольший удельный вес в структуре потребления мощности имеет:

  1.  По активной мощности –силовая нагрузка на 0,38 кВ.
  2.  По реактивной мощности – силовая нагрузка на 0,38 кВ.
  3.  По полной мощности –полная силовая нагрузка на 0,38 кВ.

Наибольшая нагрузка приходится на цех №6 (мастерская по ремонту оборудования и цех горячего эмалирования) – 33% от всей нагрузки предприятия.


3.2.Построение картограммы электрических нагрузок предприятия

Для определения мест расположения ЦТП и ГПП на генплане завода строится картограмма электрических нагрузок. Картограмма строится из условия, что площади кругов картограммы при выбранном масштабе  m=20  соответствуют расчетным нагрузкам цехов.

Радиус окружности для каждого из цехов находится из выражения:

,(см)         (3.16)

где расчетная нагрузка i-го цеха.

Сектор, соответствующий нагрузке освещения определяется углом  по выражению:

,         (3.17)

Центр электрических нагрузок определяется по формулам.

, (м)        (3.18)

, (м)        (3.19)

где  и  координаты центра нагрузки цеха, в предположении, что нагрузка распределена по цеху равномерно. Для равномерно распределенной нагрузки её центр совпадает с центром тяжести фигуры. При определении центра нагрузок за начало координат принимается нижний левый угол завода по плану.

Данные и результаты расчетов для построения картограммы представлены в таблице 3.5.

Пример расчета для цеха №1 (склад заполнителей). Sрц=265,17(кВА), Sро=15,23(кВА) (таблица 3.4).

Радиус окружности для цеха №1:

 

Угол сектора нагрузки освещения:

 

Таблица 3.5

Данные для построения картограммы нагрузок

Sрц, кВА

Sро, кВА

r,см

, град

Х, м

Y, м

1

265,17

15,23

2,05

20,68

353

280

2

452,08

5,43

2,68

4,32

98

238

3

194,98

33,48

1,76

61,8

370

350

4

179,34

8,6

1,7

17,26

140

398

5

213,05

19,4

1,84

32,78

67

182

6

5023,3

18,9

8,94

1,35

280

322

7

770,29

17,39

3,5

8,13

515

316

8

1031,4

40,52

4,05

14,14

22,5

336

9

1241,5

50,3

4,45

14,6

185

350

10

593,45

36,8

3,07

22,3

73

342

11

211,02

1,3

1,83

2,2

146

260

11(10кВ)

1331,1

-

4,6

-

-

-

12

1723,4

52,38

5,24

10,94

420

185

13

1137,2

16,58

4,25

5,25

340

84

14

1045,6

108,6

4,08

37,4

67

70

15

503,35

4,41

2,83

3,15

70

140

16

476,8

25,65

2,75

19,37

140

56

Найдем  и . по (3.18) и (3.19):

Центр электрических нагрузок предприятия находится под левым нижним углом цеха №1. Данное место не подходит для размещения ГПП из-за больших обратных перетоков мощности. Оптимальным местом установки ГПП является место над цехом №9, откуда подходит питание от подстанции системы, это сократит протяженность высоковольтной ВЛЭП по территории завода, а также исключит обратные перетоки мощности. Кроме того, часть стены цеха №9 можно использовать как стену ГПП, что сократит капитальные вложения на строительство ГПП.


3.3.Выбор напряжений питающей и распределительной сети

Одним из главных вопросов при проектировании системы электроснабжения является выбор рационального напряжения для схемы, так как его значениями определяются параметры линии электропередачи, выбираемого оборудования, а, следовательно, капиталовложений, издержек, расход цветного металла и потери электроэнергии.

Для выбора напряжений используем метод приближенного определения рационального напряжения [7].

, (кВ)        (3.20)

где L – длина питающей линии, по заданию L=6 (км);

Р – суммарная активная мощность, Р=11559,2 (кВт) , по таблице 3.3;

n=2 – количество линий.

(кВ).

Следовательно, напряжение для питающей завод линии – 110 кВ.

Для распределительной сети завода принимаем напряжение 10 кВ (на предприятии нет электроприемников на 6 кВ).

Для внутрицеховой сети принимаем напряжение 0,38/0,22 кВ, так как в цехах питание силовой и осветительной нагрузки осуществляется совместно (от одного трансформатора) и подавляющее большинство низковольтного оборудования изготавливается именно на это напряжение.


3.4.Выбор типа, числа и мощности трансформаторов ЦТП, числа ЦТП и их месторасположения

Цеховые ТП выполняем встроенными, т.к. неизвестно расположение оборудования внутри цеха и считается что есть место для установки трансформаторных подстанции, с применением масляных трансформаторов типа ТМ на основании указаний [8].

В цехе №6 (цех горячего эмалирования, мастерская по ремонту оборудования и металлопалубки) приходится выполнять пристроенные ЦТП, т.к. площадь цеха не позволяет выполнить встроенные ЦТП.

Выбор числа и мощности цеховых ТП производится с соответствующим технико-экономическом обосновании, с учетом категорийности электроприемников цеха по требуемой степени бесперебойности питания, компенсации реактивных нагрузок напряжением до 1000 В, перегрузочной способностью трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах.

Для обеспечения удобства эксплуатации и уменьшения складского резерва трансформаторов предусматриваем использование на предприятии 3-х номинальных мощностей. Для приближенных расчетов определение Sнт для цехов с равномерно распределенной нагрузкой производится по удельной плотности нагрузки , которую определяют по формуле:

,         (3.21)

где расчетная нагрузка цеха, кВА;

площадь цеха, .

При , целесообразно применять трансформаторы , при  , , при , целесообразно применять трансформаторы  и  [8].

Коэффициенты загрузки трансформаторов в зависимости от категории должны находиться в диапазонах: при преобладании нагрузок 1-ой категории при двухтрансформаторных ТП ; при преобладании нагрузок 2-ой категории при однотрансформаторных подстанциях и взаимном резервировании трансформаторов на вторичном напряжении ; при преобладании нагрузок 2-ой категории при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках 3-ей категории  [8].

Выбор минимального числа трансформаторов производится по формуле:

,         (3.22)

где принятая номинальная мощность одного трансформатора, кВА;

Определяем мощность компенсирующих устройств в электрических сетях до 1 кВ. Значение  определено по известному значению суммарной максимальной расчетной нагрузке цеха  и той  максимальной мощности , которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1000В  без увеличения их количества и номинальной мощности [9]:

,(квар)        (3.23)

,(квар)      (3.24)

где принятая номинальная мощность одного трансформатора, кВА;

принятый коэффициент загрузки трансформатора с учетом категории ПЭЭ;

экономически оптимальное число трансформаторов.

Фактический коэффициент загрузки:

.       (3.25)

Вариант №1:С целью уменьшения числа ТП предусматриваем питание цехов № 1 и №3 от цеха №6, цехов №5 и №15 от цеха №2, цехов №4 и №11 от цеха №9, цеха №16 от цеха №14. Кроме того предусматривается питание осветительной нагрузки территории предприятия от цеха №10. Данные по выбору трансформаторов сведены в таблицу 3.6.

Вариант №2:С целью уменьшения числа ТП предусматриваем питание цехов № 1 и №3 от цеха №6, цехов №5 и №15 от цеха №2, цехов №4 и №11 от цеха №9. Кроме того предусматривается питание осветительной нагрузки территории предприятия от цеха №16. Данные по выбору трансформаторов сведены в таблицу 3.7.

Пример расчета для цеха №8 (арматурный цех). Категория потребителей цеха по надежности электроснабжения – II. Ррц=666,93(кВт), Qрц=784,2(квар), Sрц=1031,4(кВА). Площадь цеха 1848м2.

Удельная плотность нагрузки по (3.21):

.

Т.к. нагрузка на цех не очень большая и устанавливать трансформаторы мощностью 1600 или 2500 кВА нецелесообразно, мощность трансформатора принимаем 1000 (кВА), подстанция – однотрансформаторная. Коэффициент загрузки 0,75. Минимальное число трансформаторов по (3.22):

Следовательно устанавливаем один трансформатор типа ТМ-1000/10 [6] мощностью 1000 (кВА). Пропускная способность трансформатора по (3.24):

(квар).

Реактивная нагрузка цеха, которую необходимо скомпенсировать по (3.23):

(квар).

Для компенсации реактивной нагрузки принимаем к установке две БК типа     УКМ-58-0,4-225-37,5 У3 [3] мощностью 225 (квар) каждая. Таким образом, фактический коэффициент загрузки трансформатора составит по (3.25):




Таблица 3.6

Выбор числа и мощности трансформаторов ЦТП, числа ЦТП (вариант №1).

Ррц, кВт

Qрц, квар

Sрц, кВА

F , м2

, кВА/м2

Sн, кВА

Кате-гория

Тип

п/ст

Число транс.

Qт, квар

Qбк, квар

Кзагр.н

Кзагр.ф

2+5+15

406,46

188,04

261,44

197,9

100,15

430,13

452,08

213,05

503,35

784

0,58

1000

III

Однотр.

1

412,14

335

0,95

0,94

6+1+3

3716,3

235,94

125,09

3379,7

121,03

149,57

5023,28

265,17

194,98

476

10,56

2500

II

Однотр.

3

3875,05

-

0,75

0,735

7

585,79

500,19

770,29

1000

0,77

1000

II

Однотр.

1

468,3

50

0,75

0,737

8

666,93

784,2

1031,4

1848

0,56

1000

II

Однотр.

1

343

2225

0,75

0,741

9+4+11

626,58

150,76

169,24

1071,8

97,13

126,04

1241,5

179,34

211,02

4937

0,25

1000

II

Однотр.

2

1163,6

267

0,75

0,745

10+осв

428,08

98,48

411,01

130,98

593,45

164,13

3612

0,16

1000

II

Однотр.

1

534,07

20

0,75

0,74

12

1002,5

1401,8

1723,4

7560

0,23

1000

II

Однотр.

2

1115,78

2150

0,75

0,744

13

661,12

925,23

1137,2

2394

0,48

1000

II

Однотр.

1

354,15

603

0,75

0,743

14+16

688,86

346,78

786,67

327,23

1045,6

476,8

5329

0,196

1000

II

Однотр.

2

1085,1

220

0,75

0,74


Таблица 3.7

Выбор числа и мощности трансформаторов ЦТП, числа ЦТП (вариант №2).

Ррц, кВт

Qрц, квар

Sрц, кВА

F , м2

, кВА/м2

Sн, кВА

Кате-гория

Тип

п/ст

Число транс.

Qт, квар

Qбк, квар

Кзагр.н

Кзагр.ф

2+5+15

406,46

188,04

261,44

197,9

100,15

430,13

452,08

213,05

503,35

784

0,58

1000

III

Однотр.

1

412,14

335

0,95

0,94

6+1+3

3716,3

235,94

125,09

3379,7

121,03

149,57

5023,28

265,17

194,98

476

10,56

1600

II

Однотр.

4

2532,86

4300

0,75

0,74

7

585,79

500,19

770,29

1000

0,77

1000

II

Однотр.

1

468,3

50

0,75

0,737

8

666,93

784,2

1031,4

1848

0,56

1000

II

Однотр.

1

343

2225

0,75

0,741

9+4+11

626,58

150,76

169,24

1071,8

97,13

126,04

1241,5

179,34

211,02

4937

0,25

1600

II

Однотр.

1

737,55

2300

0,75

0,737

10

428,08

411,01

593,45

3612

0,16

630

II

Однотр.

1

200,01

225

0,75

0,742

12

1002,5

1401,8

1723,4

7560

0,23

1000

II

Однотр.

2

1115,78

300

0,75

0,744

13

661,12

925,23

1137,2

2394

0,48

1000

II

Однотр.

1

354,15

603

0,75

0,743

14

688,86

786,67

1045,6

5329

0,196

1000

II

Однотр.

1

296,6

536

0,75

0,74

16+осв

346,78

98,48

327,23

130,98

476,8

164,13

1260

0,38

630

II

Однотр.

1

158,01

300

0,75

0,75




3.5.Выбор способов канализации электроэнергии

Канализация электрической энергии  может осуществляться, как открыто по элементам строительных конструкций зданий, по эстакадам, так и в земле, преимущество того или другого вида прокладки определяются условиями окружающей среды, плотностью застройки территории предприятия, расположения цехов, с учетом требований по электробезопасности [8].

В рассматриваемых вариантах, с учетом условий приведенных выше:

-для кабельных линий на напряжение выше 1 кВ применяется открытая прокладка по стенам зданий и эстакадам;

-для кабелей ниже 1 кВ применяется прокладка в земле;

-там где кабели проходят по территории цеха применяется прокладка в кабельных каналах в полу.


3.6.Выбор схемы внутризаводского электроснабжения на основе техникоэкономического расчета

3.6.1.Выбор конфигурации схемы распределения электроэнергии

Общая тенденция построения современных схем электроснабжения – максимальное приближение источника питания высокого напряжения к месту потребления. Все элементы системы электроснабжения должны нести постоянную нагрузку. Резерв должен быть заложен в самой схеме таким образом, чтобы при выходе из строя какого-либо элемента, оставшиеся в работе могли воспринять дополнительную нагрузку за счет перераспределения нагрузок с учетом их допустимых перегрузок в соответствии с действующими инструкциями. В схеме обратные перетоки мощности должны быть сведены к минимуму. Для распределения электрической энергии по предприятию находят применение радиальные, магистральные и смешанные схемы в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой степени надежности питания и других характерных особенностей предприятия [8].

При разработке схемы электроснабжения учитываются:

- расположение ЦТП и силовых пунктов (СП);

- капитальные вложения при разных вариантах;

- величина потерь электроэнергии и расход проводникового материала.

Магистральные схемы подключения более экономичны:

- к одной магистрали подключаются несколько ЦТП;

- снижается суммарная длина КЛ;

- уменьшается количество присоединений на ГПП и РП.

Однако магистральные схемы менее надежны, чем радиальные. Последствия аварийных отключений присоединений более тяжелые.

Конфигурация схемы 1 варианта представлена на рисунке 3.1, 2 варианта – на рисунке 3.2. В курсовом проекте для обоих вариантов используется смешанная схема электроснабжения завода, причем высоковольтная сеть (10 кВ) выполнена магистральными линиями, за исключением питания высоковольтных двигателей, которые запитываются непосредственно от ГПП по радиальной схеме. Низковольтная сеть (0,4 кВ) выполнена радиальными линиями. Питание силовых пунктов цеха №13 осуществляется по магистральной схеме.

Отличие вариантов состоит в том, что во втором варианте в цехе №16 вместо силовых пунктов устанавливается трансформаторная подстанция, мощность трансформатора – 630 кВА. Также во втором варианте в цехе №14 устанавливается один трансформатор 1000 кВА вместо двух, в цехе №9 устанавливается один трансформатор 1600 кВА вместо двух по 1000 кВА, в цехе №6 – четыре трансформатора по 1600 кВА вместо трех по 2500 кВА, в цехе №10 трансформатор мощностью 1000 кВА заменяется трансформатором мощностью 630 кВА (это связано с тем, что нагрузка освещения территории предприятия подключается к цеху №16 вместо цеха №10).


Рисунок 3.1.Конфигурация схемы внутризаводского электроснабжения для 1 варианта


Рисунок 3.2.Конфигурация схемы внутризаводского электроснабжения для 2 варианта




3.6.2.Расчет потокораспределений и выбор сечений проводов и кабелей в схеме электроснабжения (по вариантам)

После определения схем вариантов сети внутризаводского электроснабжения производится выбор кабелей.

Для питания цехов выбраны кабели с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной изоляцией в алюминиевой оболочке типа ААШв:

- трёхжильные на напряжение выше 1000 В;

- четырёхжильные на напряжение ниже 1000 В.

Кабельные линии напряжением выше 1000 В выбираются по экономической плотности тока, исходя из расчетного тока, протекающего по линии.

(А)         (3.26)

где  - поток мощности, протекающий по КЛ (с учетом потерь в трансформаторе), кВА;  - номинальное напряжение сети (10 кВ).

Экономическое сечение кабеля

         (3.27)

где  - экономическая плотность тока (по [10] ). По [10] выбирается ближайшее стандартное сечение кабеля.

Поток мощности, входящий в кабель:

        (3.28)

где  - расчетная мощность на стороне НН ЦТП;  - потери мощности в трансформаторе, которые определяются:

 

     (3.29)

    (3.30)

где  - число трансформаторов на ЦТП;  - потери активной мощности холостого хода и ток холостого хода соответственно;  - номинальная мощность трансформатора;  - номинальное напряжение трансформатора на стороне ВН (10 кВ); ,  - напряжение в % и активные потери короткого замыкания трансформатора соответственно.

Параметры (сопротивления) выбранного стандартного кабеля:

         (3.31)

         (3.32)

где  - удельное активное и реактивное сопротивления КЛ соответственно, Ом/км; l – длина КЛ, км.

Расчет магистральных линий производится от конца к началу. Сечение последующего участка КЛ определяется с учетом мощности нагрузки в конце этого участка, а также с учетом мощности в начале предыдущего участка.

Мощность в начале КЛ определяется:

        (3.33)

где  - потери мощности в кабеле, которые определяются:

 

       (3.34)

       (3.35)

После выбора сечения кабеля производится его проверка по нагреву в послеаварийном режиме, за который принимается отключение одного трансформатора или одной кабельной линии.

, (А)        (3.36)

где   - расчетный ток в послеаварийном режиме:

-при отключении одного трансформатора определяется по формуле

,(А)        (3.37)

Это связано с тем, что резервный кабель рассчитан на нагрузку, равную 30% номинальной мощности трансформатора.

-при отключении одной кабельной линии при параллельной работе

, (А)         (3.38)

табличный допустимый длительный ток;

коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабеля, определяемый по 1.3.1 [10] и зависящий от коэффициента предварительной загрузки кабеля, вида прокладки, а так же от времени допустимой перегрузки по отношению к номинальной, выраженной в часах. Для кабелей проложенных в земле, с коэффициентом предварительной нагрузки – 0,6, с длительностью допустимой перегрузки в течение 1 часа - .

коэффициент,  учитывающий  температуру  окружающей  среды и зависящий от условной температуры среды, нормированной температуры жил и расчетной температуры среды, определяется по 1.3.3 [10] .Так как в задании не заданы температуры окружающего воздуха и земли то принимаем температуру окружающего воздуха равной , а температуру земли равной , и по 1.3.3 [10] .

коэффициент, учитывающий способ прокладки, зависящий от количества кабелей в канале и расстояния в свету между ними, определяется по 1.3.26 [10], при открытом способе прокладки коэффициент  не учитывается.

Выбор сечения жил  кабелей ниже 1000 В производится по нагреву:

, (А)        (3.39)

Затем сечение кабелей проверяем в послеаварийном режиме по формуле (3.36).

Результаты по расчету и выбору кабельных линий на напряжение ниже 1000 В для обоих вариантов представлены в таблице 3.9, на напряжение выше 1000 В –в таблице 3.10.

Пример расчета кабельной линии на напряжение 0,4 кВ для линии СП3-ТП6в. Нагрузка цеха №3:  (по       таблице 3.6). Расчетный ток КЛ по (3.26):

 

По таблице 1.3.16 [10] выбираем кабельную линию с сечением одной жилы 150 мм2, допустимый табличный ток 305 А. С учетом поправочных коэффициентов по (3.39):

Удельные сопротивления КЛ по таблице 7.25 [7]:  длина линии 0,095 км. Полные сопротивления КЛ по (3.31) и (3.32):

 

 

Потери в кабельной линии по (3.34) и (3.35):

 

 

Мощность в конце линии:

 

Пример расчета кабельной линии на напряжение выше 1000 В для линии ТП7-ТП6в-ГПП. Паспортные данные трансформаторов ЦТП приведены в таблице 3.8 по [6]:

Таблица 3.8

Паспортные данные трансформаторов ЦТП

Тип

Мощность, кВА

Напряжение на стороне ВН

Напряжение на стороне НН

, кВт

%

, кВт

%

ТМ-1000/10

1000

10

0,4

3

1,5

11,2

5,5

ТМ-2500/10

2500

10

0,4

3,8

1

23,5

6,5

Нагрузка цеха №7 (с учетом компенсации реактивной мощности):  (по таблице 3.6). Потери в трансформаторе по (3.29) и (3.30):

,

.

Мощность в начале линии:

 

Расчетный ток КЛ по (3.26):

 

Экономическое сечение по (3.27):

.

По таблице 1.3.15 [10] выбираем кабельную линию с сечением одной жилы 35 мм2, допустимый табличный ток 105. Послеаварийный ток по (3.37):

Проверка в послеаварийном режиме по (3.36):

(А).

Удельные сопротивления КЛ по таблице 7.25 [7]:  длина линии 0,26 км. Полные сопротивления КЛ по (3.31) и (3.32):

 

 

Потери в кабельной линии по (3.34) и (3.35):

 

 

Мощность в конце линии:

 

Нагрузка на трансформатор №6в (С учетом нагрузки от СП3 и потерь в линии СП3-ТП6в):  (по таблице 3.6). Потери в трансформаторе по (3.29) и (3.30):

,

.

Мощность в начале линии (с учетом нагрузки от ТП7 и потерь в линии ТП7-ТП6в):

 

Расчетный ток КЛ по (3.26):

 

Экономическое сечение по (3.27):

.

По таблице 1.3.15 [10] выбираем кабельную линию с сечением одной жилы 120 мм2, допустимый табличный ток 240. Послеаварийный ток по (3.37):

Проверка в послеаварийном режиме по (3.36):

(А).

Удельные сопротивления КЛ по таблице 7.25 [7]:  длина линии 0,15 км. Полные сопротивления КЛ по (3.31) и (3.32):

 

 

Потери в кабельной линии по (3.34) и (3.35):

 

 

Мощность в конце линии, подходящей к ГПП:

 

В результате расчетов все кабельные линии проходят по условиям выбора в нормальном и послеаварийном режимах. Для всех линий применяется  марка кабеля ААШВ.




Таблица 3.9

Выбор кабельных линий на напряжение ниже 1000 В

Участок

, кВА

, А

, мм2

А

l, км

, кВт

, квар

, кВА

Для обоих вариантов

СП15-ТП2

261,44+

j430,13

727,39

3120

327010,9=

729

0,12

16,34

4,81

516,08

СП5-ТП2

188,04+

j100,15

307,88

185

34510,9=

310,5

0,084

3,98

1,74

215,4

СП13а-СП13б

101,71+

j142,34

252,8

120

27011=

270

0,06

2,96

0,87

177,38

СП13б-ТП13

155,53+

j214,38

382,74

270

220011=

400

0,11

10,68

1,93

272,79

СП1а-ТП6б

117,97+

j60,52

191,6

95

24010,9=

216

0,065

2,33

0,56

134,92

СП1б-ТП6а

117,97+

j60,52

191,6

95

24010,9=

216

0,17

6,09

1,46

138,68

СП3-ТП6в

125,09+

j149,57

281,76

150

30511=

305

0,095

4,65

1,67

199,26

Для варианта №1

СП16а-ТП14а

173,39+

j163,62

344,51

185

34511=

345

0,06

3,56

1,56

242,07

СП16б-ТП14б

173,39+

j163,62

344,51

185

34511=

345

0,087

5,16

2,26

243,71

СП11-ТП9а

169,24+

j126,04

304,94

150

30511=

305

0,095

5,45

1,96

216,57

СП4-ТП9б

150,76+

j97,13

259,17

120

27011=

270

0,11

5,71

1,68

185,06

Для варианта №2

СП11-ТП9

169,24+

j126,04

304,94

150

30511=

305

0,12

6,88

2,47

218,02

СП4-ТП9

150,76+

j97,13

259,17

120

27011=

270

0,078

4,05

1,19

183,39

Примечание: для цеха №13 распределение нагрузки по зданиям принимаем пропорционально площади зданий.

Таблица 3.10

Выбор кабельных линий на напряжение выше 1000 В

Участок

, кВт

, квар

, кВА

, кВт

, квар

, кВА

, А

, мм2

l, км

, кВт

, квар

, А

, А

, кВА

Для обоих вариантов

ТП8-ТП2

666,93

234,2

706,86

8,6

42,48

729,99

42,15

35

0,17

0,81

0,09

59,47

136,5

730,77

ТП12а-ТП6б

501,25

550,9

744,81

9,21

45,51

785,03

45,32

35

0,24

1,32

0,14

62,65

136,5

786

ТП12б-ТП6а

501,25

550,9

744,81

9,21

45,51

785,03

45,32

35

0,35

1,92

0,2

62,65

136,5

786,44

ТП7-ТП6в

585,79

450,19

738,8

9,11

45,02

774,04

44,69

35

0,26

1,39

0,15

62,01

136,5

775,2

СД1-ГПП

600

-288

665,54

-

-

665,54

38,42

25

0,28

1,54

0,12

76,84

110,5

666,87

СД2-ГПП

600

-288

665,54

-

-

665,54

38,42

25

0,28

1,54

0,12

76,84

110,5

666,87

Для варианта №1

ТП2-ТП9а

150,35

676,5

1691,52

13,36

65,8

1730,94

99,94

70

0,19

2,52

0,49

117,27

214,5

1733,43

ТП9а-ГПП

2054,2

1339,69

2452,45

9,66

47,69

2486,83

143,58

95

0,11

2,22

0,56

160,9

266,5

2488,99

ТП14а-ТП10

517,82

538,52

747,09

9,25

46,7

786,83

45,43

35

0,35

1,93

0,21

62,75

136,5

788,28

ТП10-ГПП

1055,56

1106,408

1529,165

9,16

45,24

1568,41

90,55

70

0,21

2,29

0,44

107,87

214,5

1570,29

ТП14б-ТП9б

522,98

539,22

751,17

9,32

46,03

791,11

45,67

35

0,47

2,62

0,28

63

136,5

793,08

ТП9б-ГПП

1004,68

1153,24

1529,49

9,08

44,86

1569,44

90,61

70

0,05

0,55

0,11

107,93

214,5

1569,88

ТП13-ГПП

661,12

322,23

735,47

9,06

44,75

764,08

44,11

35

0,52

2,7

0,29

61,44

136,5

766,59

Окончание таблицы 3.10

ТП6б-ГПП

1870,85

1784,2

2585,23

16,05

109,7

2673,43

154,35

120

0,1

1,84

0,58

197,65

312

2675,14

ТП6а-ГПП

1875,21

1785,16

2589,06

16,09

110,02

2677,45

154,58

120

0,09

1,66

0,52

197,88

312

1679

ТП6в-ГПП

1964,8

1773,17

2646,61

16,98

116,15

2738,05

158,08

120

0,15

2,9

0,91

201,38

312

2740,78

Для варианта №2

ТП2-ГПП

1550,35

676,5

1691,52

13,35

65,8

1730,94

99,93

70

0,3

3,98

0,77

117,26

214,5

1734,87

ТП14-ТП10

688,86

250,67

733,05

9,02

44,56

757,75

43,75

35

0,38

1,94

0,21

61,07

136,5

759,62

ТП10-ГПП

1127,9

481,44

1226,36

6,01

28,47

1243,28

71,78

50

0,21

2,01

0,29

82,69

175,5

1245,24

ТП16-ТП9

445,26

158,21

472,53

6,11

28,94

488,63

28,21

25

0,46

1,36

0,11

39,12

136,5

489,93

ТП9-ГПП

1410,24

885,89

1665,41

12,98

72,29

1715,71

99,06

70

0,08

1,04

0,2

126,77

214,5

1716,69

ТП13-ТП6г

661,12

322,23

735,47

9,06

44,75

764,08

44,11

35

0,42

2,18

0,23

61,43

136,5

766,1

ТП6г-ГПП

1601,44

912,14

1842,98

11,45

63,88

1885,21

108,84

95

0,14

1,62

0,41

136,56

266,5

1886,81

ТП6б-ГПП

1561,15

1202,56

1970,62

13,38

74,48

2027,31

117,05

95

0,1

1,34

0,34

144,76

266,5

2028,56

ТП6а-ГПП

1565,52

1203,52

1974,67

13,43

74,79

2031,54

117,29

95

0,09

1,21

0,31

145

266,5

2032,68

ТП6в-ГПП

1655,13

1191,53

2039,41

14,24

79,2

2097,98

121,13

95

0,12

1,72

0,44

148,84

266,5

2099,62




3.6.3.Технико-экономическое сравнение вариантов методом дисконтированных затрат

В том, случае, когда все проектируемые схемы электроснабжения обеспечивают одинаковый уровень выпуска продукции предприятием, критерием для выбора лучшего из них является минимум дисконтированных затрат. Если суммарные дисконтированные затраты отличаются на 5% и более, то выбирается вариант с меньшими затратами. Если же суммарные дисконтированные затраты отличаются менее, чем на 5 %, то варианты считаются равноэкономичными. В данном случае при выборе варианта необходимо воспользоваться дополнительными критериями. К таким критериям можно отнести перспективность схемы, удобство эксплуатации, серийность применяемого оборудования и т. д. [11].

Технико-экономические расчеты производятся в следующей последовательности:

1)определяются капитальные вложения по вариантам, при этом одни и те же элементы, повторяющиеся в вариантах, не учитываются. Капитальные вложения подсчитываются по укрупненным показателям;

2)капитальные вложения должны быть приведены к современной стоимости путем корректировки с учетом коэффициента пересчета балансовой стоимости основных фондов в восстановительную;

3)определяются затраты на текущий ремонт элементов системы электроснабжения. Исходными величинами для этих величин являются капитальные вложения в данный элемент схемы и норма амортизационных отчислений в ремонтный фонд.

4)вычисляется стоимость ежегодных потерь электроэнергии в системе электроснабжения. Вначале вычисляется удельная стоимость максимальных нагрузочных потерь активной энергии (переменных потерь):

,(р/кВт)       (3.40)

где основная ставка двухставочного тарифа, определяющая плату за 1 кВт заявленного максимума нагрузки потребителя в месяц, руб/кВт месяц;

дополнительная ставка двухставочного тарифа определяющая плату за 1 кВтч потребленной  энергии, руб./кВтч;

время использования максимума активной нагрузки предприятия, ч/год, определяемое по формуле;

       (3.41)

где , - максимальная активная и реактивная нагрузка (по таблице 3.4);, - время использования максимальной активной и реактивной нагрузок соответственно (по заданию).

 

время максимальных потерь:

,(ч)       (3.42)

Удельная стоимость потерь энергии холостого хода в трансформаторах:

,(р/кВт)        (3.43)

где календарное время работы трансформаторов, (ч/год)

Общая стоимость потерь в системе электроснабжения определяется как стоимость постоянных и переменных потерь в элементах сети

,(р)      (3.44)

Для определения затрат на текущий ремонт используются нормы амортизационных отчислений. Для электротехнического оборудования системы электроснабжения норма амортизационных отчислений составляет 4,4% в год, а для кабельных линий – 5% в год. Затраты на ремонт для данных элементов сети составляют 120% от амортизационных отчислений [11].

Все денежные потоки дисконтируются в соответствии с принятой нормой дисконта, и выбирается оптимальный вариант.

Рассчитывается коэффициент дисконтирования (на каждый период времени):

 

,         (3.45)

где Е- норма дисконта, Е=16 % (по заданию);

t=7 (лет)- период времени для которого рассчитывается коэффициент.

Находятся дисконтированные затраты:

, (р)        (3.46)

где - капиталовложения и текущие затраты в каждый из сравниваемых вариантов,

причем для нулевого периода времени берутся только капиталовложения, а для остальных периодов времени только текущие затраты.

- коэффициент дисконтирования для каждого периода времени.

Данные для расчета дисконтированных затрат по вариантам приведены в таблице 3.11. (по [3] и [11]):


Таблица 3.11

Данные по вариантам

Наименование

Единицы измерения

Вариант №1

Вариант№2

Суммарные капиталовложения

- в ТП

т.р.

861,1

628,37

- в КЛ

т.р.

121,3

115,1

- в КУ

т.р.

455,94

1453,8

Потери в элементах сети

- в ТП (ХХ)

кВт

23,4

20,8

- в ТП (переменные)

кВт

62,86

52,58

- в КЛ

кВт

27,79

18,52

Время использования:

- максимальных потерь

ч/год

1634

- максимальной нагрузки

ч/год

3079

- трансформаторов

ч/год

8700

Ставки тарифов

- основная

Р/кВтмесяц

175,00

- дополнительная

р/кВтч

1,00

Примечание: данные для капиталовложений даны с учетом коэффициента пересчета капиталовложений в ценах 1986 и 1995 годов к их восстановительной стоимости в расчетном периоде.

Суммарные капиталовложения по каждому из вариантов:

Затраты на текущий ремонт:

;

.

Стоимость удельных максимальных потерь по (3.40) и (3.42):

Удельная стоимость потерь ХХ в трансформаторах:

Издержки на потери электроэнергии по вариантам по (4.43):

Для сравнения вариантов необходимо дисконтировать следующие денежные потоки:

-суммарные капиталовложения  и ;

-суммарные текущие расходы:

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.12

Таблица 3.12

Результаты расчетов дисконтированных затрат по вариантам

Период времени

t, год

Коэффициент дисконтирования

Капиталовложения и текущие затраты

, т.р.

Дисконтированные затраты

, т.р.

Вариант №1

Вариант №2

Вариант №1

Вариант №2

0

1,0000

1438,84

2197,27

1438,84

2197,27

1

0,8620

670,75

618,74

578,19

533,35

2

0,7431

670,75

618,74

498,43

459,79

3

0,6407

670,75

618,74

429,75

396,43

4

0,5523

670,75

618,74

370,46

341,73

5

0,4761

670,75

618,74

319,34

294,58

6

0,4104

670,75

618,74

275,28

253,93

7

0,3538

670,75

618,74

237,31

218,91

Суммарные дисконтированные затраты

4418,06

4795,14

Первый вариант экономичнее второго на 7,86% при одинаковой степени надежности электроснабжения. Для дальнейшего расчета выбираем первый вариант схемы внутреннего электроснабжения предприятия.


4.Разработка схемы внешнего электроснабжения

4.1.Определение суммарной расчетной нагрузки предприятия

Суммарная расчетная нагрузка предприятия определяется как сумма нагрузок всех цехов с учетом потерь в кабельных линиях и трансформаторах и составляет:

-активная нагрузка ;

-реактивная нагрузка (без учета реактивной мощности, генерируемой СД компрессорной) ;

-полная нагрузка .

4.2.Выбор типа, мощности и мест размещения компенсирующих устройств на напряжение выше 1000 В

Часть реактивной мощности комбината компенсируется за счет генерации реактивной мощности синхронными двигателями компрессорной, которая определяется по выражению:

 ,(квар)       (4.1)

где =0,8 - коэффициент загрузки синхронного двигателя по активной мощности;

=2800(кВт)-номинальная активная мощность двигателя [6];

=-0,48- значение синхронного двигателя [6];

=0,94 - коэффициент полезного действия СД [6].

(квар).

Таким образом расчетная реактивная нагрузка на шинах ГПП с учетом реактивной мощности, генерируемой синхронными двигателями компрессорной составит:

 

Для того, чтобы выбрать мощность КУ на шинах 10 кВ ГПП необходимо учесть режим работы энергоснабжающей организации.

Значение  на шинах НН ГПП определяется:

,         (4.2)

 

По заданию значение  на шинах НН ГПП не должно превышать 0,25, поэтому необходимо скомпенсировать часть реактивной  мощности, за счет установки высоковольтных БСК. Для того, чтобы  не превышал указанного значения, реактивная нагрузка на шинах НН ГПП не должна превышать

(квар)       (4.3)

 

Следовательно, мощность КУ должна составлять не менее

(квар)       (4.4)

 

На каждую секцию шин НН ГПП устанавливаем ККУ типа УКЛ-10,5-1800 У1 мощностью 1800(квар) каждая и ККУ типа УКЛ-10,5-1350 У3 мощностью 1350 (квар) каждая [3].

Значение расчетной реактивной мощности с учетом компенсации на стороне НН ГПП определяется по формуле:

,(квар)       (4.5)

где - стандартное значение реактивной мощности вырабатываемое КУ.

(квар).

Значение  на шинах НН ГПП составит:

Значение  не превышает 0,25.

Значение полной нагрузки на трансформаторы ГПП с учетом компенсации реактивной мощности составит:

 


4.3.Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

На основании требований, предъявляемых к выбору числа и мощности трансформаторов ГПП, выбираем двухтрансформаторную подстанции [2].

При выборе мощности трансформаторов ГПП используем расчетную нагрузку комбината с учетом режима работы энергоснабжающей организации по реактивной мощности

Учитывается так же, что в послеаварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов) оставшийся в работе трансформатор несет полную нагрузку предприятия с допустимой перегрузкой.

Мощность одного трансформаторов ГПП определяется по условию [2]:

>(0,650,7) ,(кВА)       (4.6)

>(0,650,7)12125,16=7881,358487,61(кВА).

Выбираем два трансформатора типа ТДН-10000/110. Паспортные данные трансформатора приведены в таблице 4.1 (по [7])

Таблица 10.1

Данные трансформатора ГПП

ТИП

Мощность, кВА

Uном, кВ

Пределы регулирования

Uк, %

кВт

кВт

квар

Rт, Ом

Хт, Ом

ВН

НН

ТДН-10000/110

10000

115

11

9х1,78%

10,5

60

14

70

7,95

139

Потери в трансформаторах ГПП:

,(кВт)     (4.7)

,(квар)    (4.9)

(кВт),

(квар).

Полная мощность на стороне ВН ГПП:

 

На стороне ВН ГПП выбираем открытое распределительное устройство – мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии. На стороне НН выбрано закрытое распределительное устройство с ячейками К-XXVI и выключателями ВМПЭ-10 [7].


4.4.Выбор сечений проводов питающей линии и определение ее параметров

Выбор проводов ВЛЭП  произведен по экономической плотности тока[3]:

Расчетный ток:

,(А)        (4.9)

где n=2 – число цепей ВЛЭП.

 (А)

 (),

, по [3, табл. 1.3.36].

Расчетный ток в послеаварийном режиме при отключении одной цепи ВЛЭП:

(А).

Выбираем провод марки АС-70/11 сечением 70 (т.к. для сетей напряжением 110кВ минимальное сечение ВЛ составляет 70).

По [3, табл. 1.3.29] .

По [7, табл.  7.5]  (Ом/км), (Ом/км), (см/км).

Расстояние от п/ст энергосистемы до завода 6 км (по заданию).

Зарядная  мощность  линии:

,(квар)        (4.10)

(квар)

Определим потери мощности в ЛЭП, считая генерацию реактивной мощности воздушной линией равной  в начале и в конце линии.

,(кВт)      (4.11)

,(квар)     (4.12)

(кВт)

 (квар)

Мощность в начале ВЛЭП:

(кВт),

(квар).

 

.


5.Расчет токов короткого замыкания и проверка сечений кабельных линий на термическую стойкость

Электрические аппараты и проводники должны обладать необходимой электродинамической и термической стойкостью  к действию токов КЗ, поэтому необходимо проверить выбранные сечения КЛ (выше 1000В).

При расчетах активное сопротивление схемы замещения электрической системы не учитываем, согласно [12].

Рассматриваем наиболее тяжелый случай работы, когда один трансформатор ГПП выведен в ремонт, а секционный выключатель на стороне НН ГПП замкнут.

Схема для расчета токов КЗ представлена на рисунке 5.1.

Схема замещения для расчета тока КЗ на шинах ГПП 10кВ приведена на       рисунке 5.2.

Рисунок 5.1.Схема сети для расчета тока КЗ

Рисунок 5.2. Схема замещения сети

.

Значения сопротивлений схемы замещения определяются по выражениям  в относительных единицах при Sб=Sс=700 МВА, (о.е.) по заданию.

Для системы:

(о.е.);

(о.е.);         (5.1)

(о.е.).

Для ВЛЭП:

,(о.е.)       (5.2)

где- сопротивление прямой последовательности на 1 км длины [7];

- длина линии;

-значение напряжения по шкале средних напряжений.

(о.е.)

Для трансформатора ГПП:

,(о.е)        (5.3)

где - напряжение короткого замыкания трансформатора;

- номинальная мощность трансформатора (МВА).

(о.е.).

Для КЛ:

(о.е.).

Для синхронных двигателей:

 

,(о.е)        (5.4)

где - сверхпереходное сопротивление синхронного двигателя(по [12]);

- номинальная мощность синхронного двигателя [6].

(о.е.).

(о.е.)

Преобразуем схему относительно точки короткого замыкания.

Рисунок 5.3. Эквивалентная схема замещения.

(о.е.).

(о.е)

Ток КЗ находим по выражению: ,(о.е)    (5.5)

(о.е.).

Находим ток КЗ в именованных единицах по формуле:

,(кА)       (5.6)

(кА).

Проверяем кабели по термической стойкости.

,(мм2)        (5.7)

где – минимально допустимое сечение кабеля, мм2

С - коэффициент для расчета сечений кабелей, минимальных по условию термической стойкости к токам КЗ [6];

BK – интеграл Джоуля.

,        (5.8)

где время срабатывания защиты и выключателя [6];

ТА – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока [12].

(кА2 с),

тогда (мм2).

В данных расчетах было принято, что в качестве защиты линий используется токовая отсечка с временем срабатывания 0,1 с и выключатель с временем отключения 0,08 с [6].

Минимальное стандартное сечение, удовлетворяющее условию термической стойкости на КЛ отходящих от ГПП является  . Все КЛ, используемые в курсовом проекте удовлетворяют данному требованию.


6.Электрические расчеты режимов работы системы электроснабжения предприятия

Установившиеся режимы электрических сетей – это режимы при практически неизменных параметрах (напряжение, нагрузки, частота) или очень медленных их изменениях. Расчет производится для оценки уровней напряжения в узлах и элементах сети и разработки мероприятий, обеспечивающих поддержание уровней напряжения в допустимых пределах [13].

В данном курсовом проекте производится расчет режимов максимальных и минимальных нагрузок. Напряжение на шинах подстанции должно быть не ниже 1,05Uном в режиме максимальных нагрузок и не ниже 1,0Uном в режиме минимальных нагрузок. Расчет производится с помощью программного комплекса «ЭНЕРГИЯ» на ЭВМ. По заданию на шинах питающей подстанции напряжение поддерживается: в режиме максимальных нагрузок – 1,05Uн, в режиме минимальных нагрузок – 0,99Uн. По [3] активная нагрузка предприятий стройиндустрии в режиме минимальных нагрузок составляет 71,4% от активной нагрузки в режиме максимальных нагрузок, реактивная нагрузка в режиме минимальных нагрузок – 76,9% реактивной нагрузки в режиме максимальных нагрузок. Результаты расчета приведены в приложении 3.1 и 3.2 соответственно.

На трансформаторах ГПП установлено устройство РПН, на ЦТП регулирование производится сезонно с помощью устройства ПБВ. РПН имеет предел регулирования 91,78%, ПБВ - 22,5% [6, 7]. Коэффициенты трансформации трансформаторов ГПП приведены в таблице 6.1, трансформаторов ЦТП – в таблице 6.2.

Значение коэффициентов трансформации определяется по формуле

        (6.1)

где  - напряжение на стороне НН трансформатора;

- напряжение на стороне ВН трансформатора;

nномер отпайки;

К,% - ступень регулирования.

Таблица 6.1

Коэффициенты трансформации трансформаторов ГПП

№ отпайки

-9

-8

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

КТ

0,114

0,112

0,109

0,107

0,105

0,103

0,101

0,099

0,097

0,096

0,094

0,092

0,091

0,089

0,088

0,086

0,085

0,084

0,082

Таблица 6.2

Коэффициенты трансформации трансформаторов ЦТП

№ отпайки

-2

-1

0

1

2

КТ

0,042

0,041

0,04

0,039

0,038

Отклонение напряжения у потребителей при нулевых отпайках РПН и ПБВ выходят за допустимые пределы, поэтому принимается решение о регулировании напряжения.

Регулирование напряжения осуществляется посредством РПН, ПБВ и изменением мощности БСК.

Выбранные номера отпаек РПН и ПБВ представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3

Номера отпаек РПН и ПБВ трансформаторов ЦТП и ГПП

№ ТП

Режим максимальных нагрузок

Режим минимальных нагрузок

Т1 ГПП

-1

-2

Т2 ГПП

-1

-1

ТП2

-1

-1

ТП6а

-2

-2

ТП6б

-1

-2

ТП6в

-2

-1

ТП7

-2

-1

ТП8

-1

-1

ТП9а

-2

-2

ТП9б

-2

-1

ТП10

-1

-1

ТП12а

-1

-1

ТП12б

-2

-1

ТП13

-2

-1

ТП14а

-1

-2

ТП14б

-2

-1

В результате регулирования напряжения коэффициенты загрузки трансформаторов и кабельных линий не превышают допустимых пределов.


7.Технико-экономические показатели проекта

В данном разделе определяются суммарные капиталовложения в систему электроснабжения по предприятию в целом; издержки на силовое оборудование, кабельные линии; полезная энергия, полная потребляемая энергия за год.

Также определяется относительная  величина потерь электроэнергии, средне-взвешенный КПД по энергии и себестоимость передачи электроэнергии по распределительной сети.

Все перечисленные расчеты необходимы для выявления эффективности капиталовложений.

Найдем суммарные капиталовложения.

,(тыс.руб)(7.1)

Результаты по расчетам капиталовложений в элементы проекта представлены в таблице 7.1 (по [3, 7, 11]).

Таблица 7.1

Капиталовложения в проект

Оборудование

Стоимость 1 шт. или 1 км, тыс.руб

Количество, шт.

или длина, км

Суммарная стоимость, тыс.руб.

Кабельные линии 0,4 кВ марки ААШв

70 мм2

60,22

0,22

13,25

95 мм2

71,36

0,235

16,77

120 мм2

85,93

0,53

45,54

150 мм2

105,76

0,19

20,09

185 мм2

123,02

0,231

28,42

ИТОГО:

124,07

Кабельные линии 10 кВ марки ААШв

25 мм2

33,46

0,56

18,74

35 мм2

37,48

2,36

88,45

70 мм2

49,19

0,45

22,14

95 мм2

60,98

0,11

6,71

120 мм2

69,33

0,34

23,57

ИТОГО:

159,61

Цеховые трансформаторные подстанции

11000

198,87

11

2187,57

12500

216,89

3

650,67

ИТОГО:

2838,24

Комплектные конденсаторные установки, 0,4 кВ

УКМ58-0,4-20-10У3

19,5

3

58,5

УКМ58-0,4-50-25У3

32,96

1

32,96

УКМ58-0,4-67-33,3У3

35,88

2

71,76

УКМ58-0,4-150-37,5У3

61,59

2

123,18

УКМ58-0,4-225-37,5У3

92,55

2

185,1

УКМ58-0,4-335-67У3

137,7

1

137,7

УКМ58-0,4-603-67У3

202,5

1

202,5

ИТОГО:

811,7

Окончание таблицы 7.1

Главная понизительная подстанция

Комплектная ГПП

4909,25

1

4909,25

УКЛ-10,5-1800 У1

201,6

2

403,2

УКЛ-10,5-1350 У3

151,2

2

302,4

ИТОГО:

5614,85

Воздушные линии

Двухцепная ВЛЭП 110 кВ АС-70

230,05

6

1380,3

Силовые пункты

СП 0,4 кВ

2,4

11

26,4

Эстакады

Эстакада 10 кВ

692,38

0,678

469,43

Суммарные капиталовложения

11986

Определим суммарные издержки:

-издержки на амортизацию оборудования:

,(т.р/год)        (7.2)

где норма амортизационных отчислений:

- для силового оборудования напряжением до 150 кВ [11];

- для КЛ [11];

- для ВЛ [11].

-издержки на ремонт (по [11] издержки на ремонт составляют 120% от издержек на амортизацию):

,(т.р/год)        (7.3)

Результаты по расчету издержек на амортизацию и текущий ремонт представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2

Издержки на амортизацию и текущий ремонт

Тип оборудования

Капиталовложения, тыс.руб.

Норма амортизационных отчислений ,%

Издержки на амортизацию , тыс.руб/год

Издержки на текущий ремонт , тыс.руб/год

КЛ 0,4 кВ

124,07

5

6,2

7,44

КЛ 10 кВ +

Эстакады

629,04

5

31,45

37,74

ЦТП

2838,24

4,4

124,88

149,86

ККУ 0,4 кВ

811,7

4,4

35,71

42,85

ГПП

5614,85

4,4

247,05

296,46

ВЛ 110 кВ

1380,3

3,3

45,55

54,66

СП

26,4

4,4

1,16

1,39

Суммарные издержки

492

590,4

-затраты на возмещение ежегодных потерь электроэнергии:

,(т.р/год)       (7.4)

ставки двухставочного тарифа (по заданию)

потери  электроэнергии.

,(кВтч/год)      (7.5)

- переменные потери, кВт

время использования максимума потерь, ч (см. раздел 3.6)

Тр – время  работы  трансформатора в году, 8700 ч.

,(кВт)     (7.6)

где- суммарные потери в трансформаторах, кабельных линиях, ВЛЭП соответственно, кВт;

- суммарные потери холостого хода в трансформаторах.

169,84+96,65+16,41=282,9(кВт).

(кВтч/год)

(т.р/год).

Суммарные издержки:

,(т.р/год)      (7.7)

 

Полезная энергия:

,(кВтч/год)     (7.8)

где  суммарная активная осветительная нагрузка, кВт;

время работы осветительных установок в году, принимается 4000 ч. [2].

(кВтч/год).

Полная потребляемая за год энергия:

,(кВтч/год)      (7.9)

(кВтч/год).

Относительная величина потерь электроэнергии:

,         (7.10)

 

Средневзвешенный КПД по передаваемой энергии:

,        (7.11)

 

Максимальный КПД составит:

,        (7.12)

 

Себестоимость передачи ЭЭ:

,(руб/кВтч)        (7.13)


Заключение

Исходя из задания на проектирование электроснабжения комбината стройиндустрии в соответствии с действующими нормативными и документами (ПУЭ, СНиП-174-75) для проектирования внутризаводского электроснабжения, был проведен расчет.

Расчетная нагрузка ремонтно-механического цеха определена модифицированным статистическим методом и составляет 451,56 (кВА). Нагрузки остальных цехов определены по установленной мощности цеха и его коэффициенту использования. В состав высоковольтной нагрузки входят: два синхронных двигателя марки СДН-14-49 У3. Для освещения цехов и складских помещений были использованы лампы накаливания, люминесцентные лампы и лампы типа ДРЛ. Также был произведен расчет нагрузки наружного освещения территории предприятия.

При определении центра электрических нагрузок было выяснено, что ГПП целесообразно пристроить к цеху №9 со стороны подхода питающей линии. Оптимальное напряжение для питания комбината - 110 кВ, для внутризаводского электроснабжения принято напряжение 10 кВ. Внутрицеховые сети выполнены на класс напряжения 0,38 кВ, что позволяет осуществлять питание осветительной и силовой нагрузок от одного трансформатора.

Распределение электроэнергии по предприятию выполнено по смешанной схеме, обеспечивающей необходимую степень надежности питания потребителей в соответствии с категорийностью потребителей.

Для компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 кВ установлены батареи статических конденсаторов серии УКМ мощностью 20, 50, 67, 150, 225, 335 и 630 (квар).

Было составлено два варианта схемы внутреннего электроснабжения комбината. Для обоих вариантов были определены марка и сечения кабельных линий: были выбраны кабели марки ААШВ различных сечений, выбранные сечения проверенны по нагреву током послеаварийного режима, рассчитаны потери мощности в этих линиях.

В цехах применяются установки КТП, что позволяет более быстро выполнять монтаж системы электроснабжения, обеспечивать удобство в эксплуатации этих установок. Канализация электроэнергии по предприятию выполнена кабельными линиями марки ААШв, проложенными по периметру зданий, а также на эстакадах.

В результате технико-экономического сравнения вариантов, который производился методом дисконтированных затрат, причем, одинаковые элементы вариантов в расчете не учитывались, а критерием оптимальности был критерий минимума дисконтированных затрат, к дальнейшему рассмотрению был выбран вариант №1 схемы внутризаводского электроснабжения (преимущество над вариантом №2 составило 7,86%).

Произведен выбор трансформаторов на ГПП, к установке приняли два трансформатора типа ТДН-10000/110.

Для поддержания заданного =0,25, на шинах НН ГПП устанавливаем высоковольтные БСК типа УКЛ-10,5-1350 У3 и УКЛ-10,5-1800 У1.

На стороне ВН было выбрано открытое распределительное устройство открытое распределительное устройство – мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии. На стороне НН выбрано закрытое распределительное устройство с ячейками К-XXVI и выключателями ВМПЭ-10.

Произведен выбор питающей линий, в результате чего к проекту была принята ВЛЭП на железобетонных опорах со сталеалюминевыми проводами марки АС-70/11. Выбранное сечение ВЛЭП проверенно по нагреву током послеаварийного режима. Мощность, отходящая от питающей подстанции, должна составлять12448,38 (кВА) в режиме максимальных нагрузок.

Произведен расчет токов КЗ и на основе этого было определено минимальное допустимое сечение кабельных линий по условию термической стойкости - 25 (мм2).

Произведен расчет установившегося режима максимальных нагрузок и режима минимальных нагрузок на ПЭВМ в программном комплексе ''Энергия'', который показал, что напряжение на шинах низковольтных силовых пунктов, а так же на шинах ГПП и ЦТП находится в допустимых пределах. Коэффициенты загрузки трансформаторов ЦТП и кабельных линий не превышают допустимых пределов. Регулирование напряжения осуществлялось с помощью устройств РПН и ПБВ.

Произведенный расчет технико-экономических показателей системы электроснабжения предприятия

-суммарные капиталовложения 11986 (тыс.руб);

-ежегодные издержки на амортизацию, ремонт и покрытия потерь электроэнергии 2758,45(тыс.руб/год);

-полная потребляемая за год энергия – 36054378,6(кВтч/год);

-средневзвешенный КПД по передаваемой энергии – 97,24%;

-максимальный КПД системы – 97,51%;

-себестоимость передачи электроэнергии – 7,7 (коп/кВтч).


Список использованной литературы

1.Мукосеев Ю.Л. Электроснабжение промышленных предприятий.-М.:Энергия, 1973.

2.Руководящий технический материал. Указания по расчету электрических нагрузок.  РТМ 36.18.38 4-92.

3.Справочник по электроснабжению и электрооборудованию/ под ред. А.А.Федорова.-М.: Энергоатомиздат, 1986.

4.Справочная книга для проектирования электрического освещения. под ред. Г.М.Кнорринга. СПб.: ”Энергия”,1992.

5.Справочная книга по светотехнике/ под ред. Ю.Б.Айзенберга.-М.:Энергоатомиздат,1995.

6.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.  Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для вузов, - 4 -ое издание дополненное и переработанное, М.:Энергоатомиздат, 1989г.

7.Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ под ред. С.С.Рокотяна и Н.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985г.

8.СН-174-75.Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий.-М.:Стройиздат, 1976.

9. О.А.Бушуева, О.И. Рыжов. Методические указания по выбору мощности компенсирующих устройств. - Иваново, ИЭИ, 1990г.

10.Правила устройства электроустановок. М.: Энергия, 1998.

11.Методические указания по оценке экономической эффективности инвестиций в электроэнергетике. А. В. Введенская, И.О. Волкова, О.И. Рыжов – Иваново,ИГЭУ,2001.

12. Братолюбов А.А. Методические указания для расчета режима симметричного короткого замыкания в электрической системе. - Иваново, ИЭИ, 1989


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

3918. Рентгенівський мікроаналіз 1.3 MB
  Рентгенівський мікроаналіз Методичні рекомендації до лабораторної роботи Рентгенівській мікроаналіз з курсу Фізична мікроелектроніка для студентів радіофізичного факультету. Правила технікибезпеки при виконанні лабораторної роботи Увага! При в...
3919. Значення мотивації для процесу управління 216.5 KB
  Значення мотивації для процесу управління Вступ Мотивація праці, керівництво і взаємодія з людьми - вирішальний фактор успіхів в управлінні підприємством та результативності роботи, і в цьому розумінні вона становить основу трудового потенціалу прац...
3920. Особливості побудови DoS-атак та методи боротьби з ними 50.68 KB
  Вступ Твій ранок починається з читання багрепортів і аналізу логів. Ти щодня оновлюєш ПЗ і щогодини допрацьовуєш правила брандмаузера. Snort твій кращий друг, а Zabbix - невидимий помічник. Ти побудував справжній бастіон, до якого не підібратися ні ...
3921. Дослідження критеріїв прийняття рішення при вирішенні двухальтернативної задачі 206 KB
  Дослідження критерії прийняття рішення при вирішенні двухальтернативної задачі Мета роботи: дослідити критерій максимума правдоподібності, максимума апостеріорної ймовірності, критерій Котельнікова та критерій Неймана-Пірсона ХІД ВИКОНАННЯ ПРАКТИЧНО...
3922. Ручное регулирование параметров объекта управления 151.5 KB
  Ручное регулирование параметров объекта управления Цель: приобретение навыков ручного ведения процессов регулирования, вызываемых возмущениями по нагрузке и по заданию. Опыт 1: Стабилизация регулируемой величины Таблица 1. Процесс регулировани...
3923. Экспериментальное определение частотных характеристик объекта 54.94 KB
  Экспериментальное определение частотных характеристик объекта Цель: изучение методики экспериментального определения частотных характеристик объекта управления, а также практическое освоение приемов обработки результатов 'эксперимента при внесении объекту прямоугольных входных колебаний.
3924. Сучасна ситуація в області інформаційної безпеки 51.5 KB
  Сучасна ситуація в області інформаційної безпеки Поняття інформаційної безпеки Перш ніж говорити про інформаційну безпеку необхідно з’ясувати, що таке інформація. Поняття «інформація» сьогодні вживається дуже широко і різнобічно. Важко знайти т...
3925. Мотивація та моделі поведінки в організації 224 KB
  Мотивація та моделі поведінки в організації Вступ Актуальність. Процеси трансформації економічно-економічної системи в Україні вимагають нових рішень з організації ділової активності суспільства у багатьох сферах. Зокрема, ефективна організація прац...
3926. Передаточные функции объектов управления 99 KB
  Передаточные функции объектов управления. Цель: изучить формы представления передаточных функций объектов управления в среде программирования «MatLab» или других (напр. SCILAB, GAP). Определение нулей и полюсов передаточной функции >> G=tf([0...