Рубрикатор 

Электроснабжение деревообрабатывающего завода

 

Содержание


1. Электроснабжение деревообрабатывающего завода

.1 Исходные данные

. Расчет электрических нагрузок по заводу

.1 Расчет осветительной нагрузки

2.2 Расчет электрических нагрузок по заводу

.3 Выбор числа цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ

.4 Уточненный расчет электрических нагрузок по заводу

. Выбор схемы внешнего электроснабжения

.1 I вариант схемы внешнего электроснабжения завода (110 кВ)

.2 II вариант схемы внешнего электроснабжения завода (37 кВ)

. Выбор оборудования напряжением 10 кВ

4.1 Расчет токов короткого замыкания на шинах РП

.2 Выбор аппаратуры на напряжение 10 кВ (РП)

. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения комбината

.1 Виды схем внутреннего электроснабжения предприятий

.2 Расчет технико-экономического сравнения схем внутреннего электроснабжения деревообрабатывающего завода

. Средства измерительной техники для измерения показателей качества электрической энергии

.1 Автоматический регулятор напряжения (АРН-ЭО)

6.2 Нерегулируемые установки компенсации реактивной мощности КРМ 10(6)

7. Безопасность жизнедеятельности

.1 Анализ условий труда

.2 Расчет зануления электрооборудования электроремонтного цеха

. Экономическая часть

.1 Цели разработки проекта

.2 Основная информация о проекте

.3 Определение капитальных вложений в строительство подстанции

8.4 Определение капитальных вложений в строительство прилегающих сетей

8.5 Определение себестоимости передачи электроэнергии и прибыли

8.6 Определение NPV (чистой текущей стоимости)

Заключение

Список литературы

электрический нагрузка трансформатор замыкание

Введение


Развитие строительства электрических станций повлекло за собой необходимость проектирования систем электроснабжения.

Для расчета и проектирования цеховых сетей, выбора количества и мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций созданы специальные методы, разработана методика определения электрических нагрузок и т.д.

Но, несмотря на это, в области ЭПП существуют проблемы, которые необходимо решать:

·рациональное построение систем ЭПП;

·компенсации реактивной мощности в системах ЭПП;

·применение переменного тока, оперативного, для РЗА;

·корректное нахождение ожидаемых электрических нагрузок;

·вопросы конструирования универсальных удобных в использования цеховых электрических сетей;

·комплектное исполнение цеховых и общезаводских систем питания и конструкции подстанций.

Тема дипломного проекта "Электроснабжение деревообрабатывающего завода".

Цель проекта: выбор приемлемой в экономическом и технологическом плане схемы электроснабжения деревообрабатывающего завода.

В зависимости от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса зависит надёжность системы электроснабжения, неверная оценка особенностей технологического процесса может привести к снижению надежности системы электроснабжения и к ненужным тратам на лишнее резервирование.

Проект содержит: расчет электрических нагрузок, выбор мощности трансформаторов и нахождение их местоположения ,выбор и расчет питающих и распределительных подстанций, выбору электрооборудования, аппаратов защиты и вопросы электробезопасности, решения по электрическому освещению. Решения учитывают категорию надежности электроприемников и соответствуют требованиям ПУЭ и СНиП.


1. Электроснабжение деревообрабатывающего завода


Деревообрабатывающие предприятия делятся на следующие виды, которые зависят от вида сырья и выпускаемой продукции.

) Лесопильные производства - это такие производства, сырьем для которых служат круглый лес, а продукцией являются доски, брусья, или бруски.

Для производства пиломатериалов могут использоваться лесопильные рамы. Двухэтажные, полутроэтажные или одноэтажные; ленточнопильные, бревнопильные станки; круглопильные; бревнопильные станки.

) Деревообрабатывающие предприятия - это такие для которых сырьем служат пиломатериалы ДСТП, ДВП, шпон строганный, фанера. А в качестве продукции выпускают оконные, дверные блоки, строительные детали (половые доски, плинтуса, стропила, лаи).

) Мебельное предприятие - это такие которые в качестве сырья используют пиломатериалы черновые мебельные, заготовки, ДСТП, ДВП, МДФ, лакированная ДСТП, клеевые материалы, отделочные материалы (эмали, лаки, грунтовки, красители и т.д.)

Любое деревообрабатывающее предприятие в своем составе имеет следующие структурные подразделения:

А) склады сырья;

Б) производственные цеха и участки;

В) расчетный конструкторско-технологический отдел;

Г) бухгалтерско-экономический.

Структура технологического процесса.

Производственный процесс - это совокупность всех процессов которые применяются для превращения сырья в готовую продукцию.

Производственный процесс состоит из технологического процесса, процесса снабжения и сбыта продукций, процессов конструкторско-технологической подготовки, ремонтно-энергетической подготовки, социальной службы и т.д.

Технологический процесс - это часть производственного процесса при котором происходит изменение размеров, формы/ или свойств сырья и материалов (раскрой, сушка, строгание, фрезерование, склеивание и облицовка, отделка, сборка)

Операция - это часть технологического процесса, которая выполняется на одном и том же станке, одним и тем же инструментом.

Операций бывают: проходные и позиционные. р

Проходная операция - эта такая при которой деталь или заготовка движется с одинаковой скоростью мимо режущего инструмента без остановки.

Позиционнаяр операцияр -эта такая при которой заготовка или деталь крепиться неподвижно в определенном положений относительно режущего инструмента. А инструмент во время операций подвигается на заготовку.

Деталью называют мельчайшую часть изделия форма и размеры которой заданы деталировочными рчертежами.

Рабочее место - это часть производственной площади, оборудованная станком, столом инструментами для выполнения одной или нескольких операции.

Склады сырья вр лесопильном производстве необходимы для того что бы обеспечить бесперебойную работу по распиловки бревен.


.1 Исходные данные


Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью по 31,5 МВА, напряжением 110/37/10,5 кВ. Трансформаторы работают раздельно. Реактивное сопротивление системы на стороне 110 кВ, отнесенное к мощности системы - 0,2. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 6 км. Завод работает в две смены. Исходные данные представлены в таблице 1.2.


Таблица 1.2 - Электрические нагрузки по заводу

НаименованиеКол-во ЭПУстановленная мощность, кВтОдного ЭП, РнСуммарная, åРн12341 Лесопильный цех1001-10025002 Сушильный цех 5010-809503 Механический цех 394-404004 Заготовительный (раскройный)441-8510005 Столярный цех №1403-4012006 Столярный цех №2501-5014007 Мебельный цех301-285508 Материальный склад81-10609 Компрессорные: а) 0,4 кВ810-20100б) СД 6 кВ4800320010 Биржа сырья3010-4070011 Сборочный цех601-20172012 Цех прессованных плит101-106013 Заводоуправление200,5-1410014 Электроремонтный цех6610-80180015 Насосная840-10056016 Гараж205-2828017 Столовая301-40320

2. Расчет электрических нагрузок по заводу


.1 Расчет осветительной нагрузки


Расчет росветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия предлагается производить по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса [8].

По этому методу расчетнаяр осветительная нагрузка принимается равной средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по формулам:


Рр 0 = Кс 0?Ру0, кВт; (2.1)

Qр 0 = tg??Рp0, кВАр, (2.2)


где Кс0 - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки, числовые значения которого принимаются по таблицам;

tg? - коэффициент реактивной мощности, определяется по известному cos? осветительной установки;

Ру0 - установленная мощность приемников освещения по цеху, отделу и т.п. определяется по удельной осветительной нагрузке 1 м2 поверхности пола и известной производственной площади, кВт.

Установленная мощность приемников освещения определяется по формуле:


Ру0 = ?0?F, кВт, (2.3)


где ?0 - удельная расчетная мощность, кВт/м2;

F - площадь пола производственного помещения, м2.

Величина ?0 зависит от рода помещений и выбирается по справочнику.

Расчет осветительной нагрузки предприятия приводится в таблице 2.1 в следующей последовательности:

по генеральному плану предприятия замеряется и вычисляется с учетом масштаба генплана длина и ширина каждого производственного помещения и территории предприятия в метрах; р

вычисляется площадь освещаемой поверхности для каждого производственного помещения, площадь наружного освещения территории вычисляется как разность площади всей территории предприятия и суммы площадей, занятых производственными рпомещениями;

для каждого цеха и территории предприятия выбирается удельная плотность осветительной нагрузки на 1 м2 и вычисляется установленная мощность приемников освещения по формуле (2.3); р

по таблице определяется в зависимости от объекта освещения коэффициент спроса осветительной нагрузки и вычисляется расчетная осветительная нагрузка по формуле (2. 1).


2.2 Расчет электрических нагрузок по заводу


Расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ по цехам завода производим методом упорядоченных диаграмм упрощенным способом [8]. Результаты расчета силовых и осветительных нагрузок по цехам сведены в таблицу 2.2.


2.3 Выбор числа цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ


Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных мощностей; рэкономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Составим схему замещения показанную на рисунке 2.1.


Рисунок 2.1 - Схема замещения реактивной мощности на шинах 0,4 кВ



Таблица 2.1 - Расчет осветительной нагрузки

Наименование производственного помещенияРазмеры помещенияПлощадь помещения, м2Удельная осветительная нагрузка ро, кВт/м2Коэффициент спроса КcУстановленная мощность освещения Руо кВтРасчетная осветительная нагрузкаcosftgfРро, кВтQро, кВт1 Лесопильный цех190×3057000,0150,885,568,434,20,90,52 Сушильный цех 160×3048000,0150,872,057,628,80,90,53 Механический цех105×22,52362,50,0150,835,428,3514,20,90,54 Заготовительный (раскройный)70×3021000,0150,831,525,212,60,90,55 Столярный цех № 175×22,51687,50,0150,825,320,2510,10,90,56 Столярный цех № 245×22,51012,50,0150,815,1912,156,10,90,57 Мебельный цех225×4090000,0150,8135,00108540,90,58 Материальный склад65×5535750,010,635,821,450109 Компрессорная80×2520000,0120,724,016,801010 Биржа сырья220×65143000,0150,8214,5171,685,80,90,511 Сборочный цех235×57,513512,50,0150,8202,7162,281,10,90,512 Цех прессованных плит200×22,545000,0150,867,5054270,90,513 Заводоуправление(100×55)-(35×25)47500,020,995,085,542,80,90,514 Электроремонтный цех80×8064000,0150,896,076,838,40,90,515 Насосная(65×32,5)-(30×10)1812,50,0120,721,7515,201016 Гараж(80×32,5)-(45×10)-(15×10)20000,010,620,001201017 Столовая(90×47,5)-(42,5×10)-(25×25)32250,020,964,5058,05010Территория 246487,50,0021492,98492,98246,490,90,5

Наименование цехов и групп ЭПКол-во ЭП nНоминальная мощностьmКиcosftgfСредняя нагрузкаnэКмРасчетная мощностьIp, AРmin/ Pmax кВт?Рн кВтРсм кВтQсм кВАрРр кВтQр, кВАрSр, кВА122344567891011121314151 Лесопильный цехсиловая1205-502000>30,70,80,7514001050801,0614841053осветительная68,434,268,434,2Итого1468,41084,21552,41087,21895,22879,52 Сушильный цехсиловая2251-553600>30,30,651,1710801262,61311,081166,41262,7осветительная144,372,15144,372,2Итого1224,31334,81310,71334,81870,72842,33 Механический цех силовая1302-452000>30,30,651,17600701,5891,1660701,5осветительная57,628,857,628,8Итого657,6730,3717,6730,31023,91555,64 Заготовительный (раскройный)силовая441-851000>30,30,651,17300350,74241,28384350,74осветительная28,414,228,414,18Итого328,4364,9412,4364,9550,6836,65 Столярный цех № 1силовая1-55900>30,30,71,02270275,46331,24334,8275,46осветительная20,310,120,2510,13Итого290,3285,5355,05285,59455,66692,3

Таблица 2.2 - Расчет нагрузок по цехам завода тяжелого машиностроения, U=0,4кВ

123456789101112131415166 Столярный цех № 2силовая601-2570>30,20,61,335472221,475,672осветительная12,156,0812,156,08Итого66,1578,0887,7578,08117,46178,47 Мебельный цехсиловая561-701600>30,30,651,17480561,18461,16556,8561,18осветительная1085410854Итого588615,18664,8615,18905,761376,28 Материальный складсиловая81-2070>30,30,80,752115,7571,837,817,325осветительная21,45021,450Итого42,4515,7559,2517,32561,7393,89 Компрессорнаясиловая108-25200>30,60,71,02120122,42101,26141,6122,42осветительная16,88,416,88,4Итого136,8130,82158,4130,82205,44312,110 Биржа сырьясиловая601-603000>30,50,71,0215001530,3601,1116201530,3осветительная171,685,8171,685,8Итого1671,61616,11791,61616,12412,813665,911 Сборочный цехсиловая1002-502200>30,30,651,17660771,63881,1726771,63осветительная162,1581,08162,1581,08Итого822,1852,71888,15852,711231,231870,712 Цех прессованных плитсиловая523-501600>30,60,80,75960720521,11046,4720осветительная54275427Итого10147471100,47471330,002020,713 Заводоуправлениесиловая321-20300>30,40,71,02120122,4301,19142,8122,42осветительная85,5085,50Итого205,5122,4228,3122,42259,05393,614 Электроремонтный цехсиловая6610-801800>30,40,750,88720634,9451,14820,8634,98осветительная76,838,476,838,4Итого796,8673,38897,6673,381122,111704,915Насоснаясиловая1050-100800<30,60,71,02480489,7101,26604,8538,67осветительная15,23015,230Итого495,2489,7620,03538,67821,341247,916 Гаражсиловая251-1201700>30,20,71,02340346,87251,34455,6346,87осветительная120120Итого352346,87467,6346,87582,21884,617 Столоваяосветительная58,05058,050Итого58,05058,050Освещение территории492,98246,49551,17837,4Итого на шинах 0,4 кВ1317310789,71709325970,1


Данные для расчета:

Рp0,4 = 13173,41 кВт;p0,4 = 10789,69 кВАр;p0,4 = 17093,04 кВА.

Завод относится ко II категории потребителей, завод работает в две смены, следовательно, коэффициент загрузки трансформаторов Кзтр=0,8. Принимаем трансформатор мощностью Sнт=1000 кВА.

Для каждойр технологически концентрированной группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое для питания наибольшей расчетной активной нагрузки, рассчитывается по формуле [8]:


,


где Рр 0,4 - суммарная расчетная активная нагрузка;

Кз - коэффициент загрузки трансформатора;

Sнт - принятая номинальная мощность трансформатора;

DN - добавка до ближайшего целого числа.

Экономически целесообразное число трансформаторов определяется по формуле:


N т..э = N min + m, (2.4)


где m - дополнительное число трансформаторов;

N т..э - определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности с учетом постоянных составляющих капитальных затрат З*п/ст.

З*п/ст= 0,5; Кз = 0,8; N min = 17; DN = 0,53.

Тогда из справочника по кривым определяем m, для нашего случая m =1, значит:

N т..э = 17+1=18 трансформаторов

По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность Q1, кВАр, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, определяется по формуле:


, (2.5)


Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим величину Qнбк 1, кВАр:

нбк 1+Q1=Qр 0,4,(2.6)нбк 1= Qр 0,4 - Q1=10789,69 - 5815,61= 4974,08 кВАр.


Дополнительная мощность Qнбк2 в большинстве случаев меньше 0, то расчет ведется по первой составляющей Qнбк 1.

Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся на каждый трансформатор, кВАр:


(2.7)


Выбираем батарею конденсатора НБК: УКБН-0,38-300-150У30.

На основании расчетов, полученных в данном пункте, составляется таблица 2.3, в которой показано распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП.

Распределим Qнбк по ТП пропорционально их мощностям.

Исходные данные:

Qр 0,4= 10789,69 кВАр;

Qнбк= 4974,08 кВАр.

Данные для ТП1, ТП2, ТП3:

Qр ТП1,2,3=2807,4 кВАр;

Qр нбк= х.

Расчетная реактивная мощность батарей конденсаторов, кВАр, определяется по формуле:


,(2.8)


Таблица 2.3 - Распределение нагрузок цехов по ТП

№ ТПSнт, кВАQнбк, кВАр№ цеховРр 0,4, кВтQр 0,4, кВАрSр 0,4, КзТП1 2×10002×(2×1000)+1×10005×300= 150011552,41087,2кВАТП2 2×10001а529,2359,1ТП3 1×10004412,35364,925355,05285,59687,7578,087664,8615,18859,2517,325Итого3660,82807,395Qвбк0-1500Итого'3660,81307,3953887,20,78ТП4 2×10002×(2×1000)++1×10005×300=150021310,71334,81ТП5 2×100013228,3122,42ТП6 1×10003717,6730,289158,4130,8214897,6673,38осв.492,98246,49Итого3805,583238,2Qвбк0-1500Итого'3805,581738,24183,70,84ТП7 2×10002×1000++1×10003×300=90011888,15852,71ТП8 1×100016467,6346,8717839,25642,73Итого21951842,31Qвбк0-900Итого'2195942,312388,70,8ТП9 2×10002×(2×1000)++1×10005*300=1500121100,4747ТП10 2×1000101791,61616,11ТП11 1×100015620,03538,67Итого3512,032901,78Qвбк0-1500Итого'3512,031401,783781,40,76

Фактическая реактивная мощность, кВАр, равна:

Qф ТП1,2,3=4x300+1х50 =1250 кВАр

Нескомпенсированная реактивная мощность, кВАр, определяется по формуле:


Qнеск= Qр ТП1 - Qф ТП,(2.9)

Qнеск= Qр ТП1,2,3 - Qф ТП1,2,3= 2807,4-1250=1557,4


Данные для ТП4, ТП5, ТП6:

Qр ТП4,5,6=3238,2 кВАр,


Qр нбк= х.


Расчетная реактивная мощность батарей конденсаторов:


кВАр


Фактическая реактивная мощность:

Qф ТП4,5,6=4×300+1×250= 1450 кВАр

Нескомпенсированная мощность:


Qнеск= Qр ТП4,5,6 - Qф ТП4,5,6= 3238,2-1450=1788,2 кВАр


Данные для ТП7, ТП8:

Qр ТП7,8,9= 1842,31 кВАр,


Qр нбк= х..


Расчетная реактивная мощность батарей конденсаторов равна:


кВАр


Фактическая реактивная мощность:

Qф ТП7,8=3x300=900 кВАр

Нескомпенсированная реактивная мощность равна:


Qнеск= Qр ТП7,8,9 - Qф ТП7,8,9= 1842,31-900=942,31 кВАр


Данные для ТП9, ТП10, ТП1:

Qр ТП10,11,12= 2901,78 кВАр,


Qр нбк= х.


Расчетная реактивная мощность батарей конденсаторов равна:


кВАр

Фактическая реактивная мощность:

Qф ТП10,11,12=4x300+1х100=1300 кВАр

Нескомпенсированная реактивная мощность:


Qнеск= Qр ТП9,10,11 - Qф ТП9,10,11= 2901,78-1300=1601,78 кВАр


Уточненное распределение Qнбк по ТП сведем в таблицу 2.4


Таблица 2.4 - Уточненное распределение Qнбк по ТП

№ ТПQр тп, кВАрQр нбк, кВАрQф.РП, ВАрQнеск., кВАрТП1,ТП2,ТП32807,401294,2212501557,40ТП4,ТП5,ТП63238,21492,8214501788,2ТП7,ТП8,1842,31849,31900942,31ТП9,ТП10,ТП112901,781337,7313001601,78Итого10789,694974,0849005889,69

.4 Уточненный расчет электрических нагрузок по заводу


2.4.1 Определение потерь мощности в ЦТП

Для ЦТП выбираем трансформаторы ТМЗ-1000-6/0,4 с параметрами: Sн=1000 кВА, ?Pхх=2,45 кВт, ?Pкз=12,2 кВт , Iхх=1,4 %, Uкз=5,5 %.

Расчет потери мощности проводим по формулам:


?Р=?Рхх+к2з×?Ркз кВт; (2.10)

кВАр,(2.11)

кВт, (2.12)

кВАр. (2.13)


Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5

Таблица 2.5 - Потери мощности в ТП

ТП1,ТП2,ТП3ТП4,ТП5,ТП6ТП7,ТП8ТП9,ТП10,ТП11Итого?Pт, кВт9,8711,0610,269,540,69?Qт, кВАр47,4652,8149,245,77195,24?Pт, кВт49,3555,351,347,5203,45?Qт, кВАр237,3264,05246228,85976,2

.4.2 Определение расчетной мощности синхронных двигателей

Используем СД для компенсации реактивной мощности на стороне ВН [9].

Данные СД:

Рн СД =1250 кВт;

cos j = 0,9;

NСД = 4;

Кз = b = 0,85.

Определим расчетные мощности для СД по формулам:


Р р СД = Р н СД ´NСД ´Кз =1250 ´ 4 ´ 0,85 = 4250 кВт,

Q р СД = Р р СД ´ tg j = 4250 ´ 0,48 =2040 кВАр.


2.4.3 Определение расчетной мощности ДСП

Дана ДСП-12М2, для нее выбираем трансформатор ЭТЦПК-2500/10-74У3, с соединением звезда-треугольник 11 группа, ?(?)/?-0(11).

Данные трансформатора:

Sн=5 кВА;

cos ?=0,82;

Кз=0,6;

U1=10 кВ;

N=2.

Расчетные мощности ДСП определяем по формуле:

РрДСП=Sн?cos??N?Кз=5000?0,82?2?0,6=4920 кВт,

QрДСП= РрДСП ?tg?=4920?0,7=3444 кВАр.


Потери в печных трансформаторах, с учетом, что ?Ртр=2% от Sн и ?Qтр=10% от Sн, определяются по формулам:


?РтрДСП=0,02?5000=100 кВт; ?QтрДСП=0,1?5000=500 кВАр,

??РтрДСП=2?100=200 кВт; ??QтрДСП=2?500=1000 кВАр.


.4.4 Расчет компенсации реактивной мощности на шинах 10 кВ РП

Составим схему замещения, показанную на рисунке 2.2.


Рисунок 2.2 - Схема замещения реактивной нагрузки на шинах 10 кВ


Баланс реактивной мощности для шин 10 кВ ГПП, кВАр, определяется по формулам:


?Q=0,

?Qпотр=?Qист,

Qр0,4+?Qтр+QрДСП+?QтрДСП+Qрез-Qэ-QНБК -QСД-QВБК=0, (2.14)

?Qр= Qр0,4+?Qтр+QрДСП+?QтрДСП=10789,69+976,2+3444+500=15710.


Резервная мощность, кВАр, определяется по формуле:


Qрез=0,1×?Qр =0,1?15710=1571


Мощность, поступающая от энергосистемы, кВАр, определяется по формуле:


Qэ=tg?э×?Pрзав=(0,23-0,25)×?Pрзав (2.15)


Суммарная расчетная мощность завода, кВТ, определяется по формуле:


?Pрзав=Рр0,4+?Ртр+РрДСП+?РтрДСП+РрСД=13173,41+203,45+4920+

+100+4250 =22647


Отсюда мощность, поступающая от энергосистемы, кВАр, равняется:

Qэ =0,23?22647=5209

Мощность ВБК, кВАр, определим из условия баланса реактивной мощности:


QВБК=Qр0,4+?Qтр+QрДСП+?QтрДСП+Qрез-Qэ-QНБК-QСД= =10789,69+195,24+3444+ +500+1571-4974,08-5209-2040 = 4278


Т.к. расчетная реактивная мощность QрДСП=3444 кВАр, то мощность одной печи составит 1722 кВАр. Принимаем для индивидуальной компенсации реактивной мощности ДСП батареи конденсаторов мощностью 1500 кВАр. Выбираем 2×УКЛ(П)56М-6,3-1500 и 2×УКЛ(П)56М-6,3-600 на шины

Уточненный расчет электрических нагрузок по заводу приведен в таблице 2.6.


Таблица 2.6 - Уточненный расчет электрических нагрузок

№ ТП№ цеховКоличество ЭПУстановленная мощностьКиСредняя нагрузка за максимально загруженную сменуэКмРасчетная мощностьКзnРmin/Pmax кВтОбщая ?Рн квтРсм кВтQсм кВАрРр, кВтQр, кВАрSрТП1,ТП2,ТП311202-50200040010505*10001а318-1506004203154441-851000300350,745562-55900270275,466331-252705472881-20702115,757561-701600480561,18силовая3488-15064400,4629452640,13861,13239,52640,13осветительная283,8131,19Qнбк0-1250Итого3523,31521,323837,70,77ТП4,ТП5,ТП622251-55360010801262,665*100031302-452000600701,489108-25200120122,4213321-20300120122,42146610-801800720634,98силовая4631-8079000,3326402843,961981,09877,62843,96осветительная381182,1освещение территории492,98246,49Qнбк0-1450Итого3751,581576,064069,20,81ТП7,ТП8111002-502200660771,633*100016251-1201700340346,8717321-1602100630642,73силовая1571-16060000,2716301761,23751,161890,81761,23осветительнаяQнбк232,281,08Итого0-9002123942,312322,70,77ТП9,ТП10,ТП1110601-60300015001530,315*100012523-501600960720151050-100800480489,7силовая1221-10054000,5429402740,011081,083175,22740,01осветительная240,83112,8Qнбк0-1300Итого3416,031552,813752,40,75Итого 0,4 кВ12813,915592,5?Pт?Qт204,35980,4Итого нагрузка,приведенная к шинам 6кВ13018,26572,9Нагрузка 10 кВКомпрессорная94125050004250-2040Цех прессованных плит10250001000049203444трансформаторы ДСП100500Qвбк0-4200Всего по заводу22188,23776,922507,4

3. Выбор схемы внешнего электроснабжения


При решении задач оптимизации промышленного электроснабжения возникает необходимость сравнения большого количества вариантов [9].

Много вариантность задач промышленной энергетики обуславливает проведение технико-экономического расчета, рцелью которого является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов. Схема питания завода представлена на рисунке 3.1.


Рисунок 3.1 - Схема питания завода от подстанций энергосистемы.


Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим два варианта:

I вариант - ЛЭП 110 кВ,

II вариант - ВЛ 37 кВ.


.1 I Вариант схемы внешнего электроснабжения завода (110 кВ)


Для данного варианта электрическая схема внешнего питания представлена на рисунке 3.2.

Годовые приведенные затраты, у.е/год, определяются по формуле:

Зг=ЕК+И(3.1)


Капитальные затраты, у.е., определим по формуле:


КI=КВ1,В2+КЛЭП+КтрГПП+КВ3,В4+Краз+КОПН (3.2)


Рисунок 3.2 - I вариант схемы электроснабжения


Годовые издержки производства, у.е., определим по формуле:


ИI=Иа+Ипот.эн+Иэкспл. (3.3)


Выбираем электрооборудование по I варианту.

Выбираем трансформаторы ГПП. Полная расчетная мощность ГПП, кВА, определяется по формуле:



Выбираем два трансформатора мощностью 10000 кВА.

Коэффициент загрузки определим по формуле:


Паспортные данные трансформатора:

Тип т -ра-ТДН -16000/110;

Sн, кВА-16000;

?Pхх, кВт-26;

?Pкз, кВт-85;

Uкз,%.-10,5;

Iхх,%- 0,85.

Потери мощности в трансформаторах. Потери активной мощности, кВт, определяются по формуле:



Потери реактивной мощности, кВАр, определяются по формуле:

Потери энергии в трансформаторах при двухсменном режиме работы составляют Твкл=4000ч , Тмакс=3000ч. Тогда время максимальных потерь, ч, определяются по формуле:



Потери активной энергии в трансформаторах, кВтч, определяется по формуле:


?W=2(?Pхх?Tвкл+?Pкз? ? ?Kз2), (3.4)


?W=2(26?4000+85?1575?0,712)=342972,78.

Расчет ЛЭП-110 кВ.

Полная мощность, проходящая по ЛЭП, кВА, определяется по формуле:



Расчетный ток, проходящий по одной линии, А, вычисляется по формуле:



Ток аварийного режима, А, находится по формуле: Iаb=2?Iр=2?57,6=115,2

По экономической плотности тока определяем сечение проводов, мм2, определяется по формуле:



где j=1,1 - экономическая плотность тока при Тм=3000ч и алюминиевых проводах, А/мм2.

Принимаем провод АС -70 с Iдоп=265 А.

Проверим выбранные провода по допустимому току:

а) при расчетном токе: Iдоп=265 А>Iр=57,6 А;

б) при аварийном режиме: Iдоп ав=1,3?Iдоп=1,3?265=344,5 A>Iав=115,2 A.

Окончательно выбираем провод АС-70.

Определим потери электроэнергии в ЛЭП110, кВтч, определим по формуле:



где R=r0?L=0,46?5=2,3 Ом;

r0=0,46 Ом/км;

l=5 - длина линии, км.

Выбор выключателей, разъединителей и ОПН на U=110 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 3.3) и рассчитаем ток короткого замыкания.


Рисунок 3.3 - Схема замещения для расчета токов к.з.


Найдем параметры схемы замещения:

Sб=1000 МВА;

Uб=115 кВ;

Хс= 0,4 о.е.


Определим токи и мощности короткого замыкания по формулам:



После расчета токов произведем выбор оборудования.

Установим выключатель-разъединитель В1,В2,В3 и В4. Его параметры сведем в таблицу 3.1.


Таблица 3.1 - Характеристики выключателя - разъединителя

ТипLTB 145HPL 170-245HPL 362-420HPL 550Номинальное напряжение, кВ110160/220330500Номинальный ток, А3150400040004000Номинальный ток отключе- ния, кА40506363Номинальная частота, Гц50/6050/5050/6050

ограничители перенапряжений: ОПНп-110/420/56-10 III УХЛ1.

Определим капитальные затраты для выбранного оборудования:

а) Затраты на выключатели - разъединители В1,В2,В3,В4:

КВ1÷В4=4×19,88= 79,532 тыс.у.е.

б) Затраты на ЛЭП на двухцепной железобетонной опоре:

Куд=13500 у.е./км.


КЛЭП=L×Куд=5×13,5=67,5 тыс.у.е.

в) Затраты на трансформаторы ГПП:

Ктр ГПП=2×53=106 тыс.у.е.

г) Затраты на ОПНп:

КОПНп=2?1,01 =2,02 тыс.у.е.

Суммарные затраты первого варианта, тыс. у.е, определяются по формуле:


К?1=КВ1-В4-разъед+КЛЭП +КОПНп+ Кт гпп, (3.5)


К?1=79,532 +67,5+106+2,02=255,02 тыс.у.е.

Суммарные издержки, тыс. у.е., рассчитываются по формуле:


SИI=Иа+Ипот+Иэ(3.6)


Амортизационные отчисления, тыс у.е., определяются по формуле:


Иа: Иа=Еа. К(3.7)


Для ВЛ-115 кВ на железобетонных опорах - Еа=0,028.

Для распредустройств и подстанций - Еа=0,063.

Рассчитаем издержки:

а) Издержки на эксплуатацию ЛЭП:


Иэкс ЛЭП=0,028×КЛЭП=0,028×67,5=1,89 тыс.у.е.


б) Амортизация ЛЭП:


Иа ЛЭП=0,028×КЛЭП=0,028×67,5=1,89 тыс.у.е.


в) Издержки на эксплуатацию оборудования:


Иэкс об=0,03×Коб=5,41 тыс.у.е.


г) Амортизация оборудования:


Иа об=0,063×Коб=11,36 тыс.у.е.


д) Определим издержки на потери электроэнергии, с учетом, что стоимость потерь электроэнергии Со=0,08 тг/кВт. ч:


Ипот.=Сo×( Wтргпп+ Wлэп)=0,08×(342973+72161,6)=33,21 тыс.y.e.


Суммарные издержки:


И?1=Иа+Ипот+Иэ=11,36+1,89+5,41+1,89+33,21=53,76 тыс. у.е.,


И?1=53,76 тыс.y.e.

Приведенные суммарные затраты являющиеся мерой стоимости, определяются по выражению:


ЗI=0,12×К?1+ И?1=0,12×247,77+53,76=83,49 тыс.у.е.,


где Е=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложе - ний ЗI, тыс. у.е.


3.2 II Вариант схемы внешнего электроснабжения завода (37 кВ)


Для данного варианта электрическая схема внешнего питания представлена на рисунке 3.4.

Выбираем электрооборудование по II варианту.

Выбираем трансформаторы ГПП:

Паспортные данные трансформатора:

Тип т -ра-ТДН -16000/37/10,5;

Sн, кВА-16000;

?Pхх, кВт-21;

?Pкз, кВт-90;

Uкз,%-8;

Iхх,%-0,75.

Потери мощности в трансформаторах. Потери активной мощности, кВт, определяются по формуле:



Рисунок 3.4 - Второй вариант схемы электроснабжения


Потери реактивной мощности, кВАр, определяются по формуле:

Потери энергии в трансформаторах при двухсменном режиме работы составляют Твкл=4000ч , Тмакс=3000ч. Тогда время максимальных потерь, ч, определяются по формуле:



Потери активной энергии в трансформаторах, кВтч, определяется по формуле (3.4):

?W=2(21?4000+90?1575?0,712)=3109,12 кВтч.

Расчет ЛЭП-35 кВ. Полная мощность, проходящая по ЛЭП, кВА, определяется по формуле:



Расчетный ток, проходящий по одной линии, А, вычисляется по формуле:



Ток аварийного режима, А, находится по формуле:


Iаb=2×Iр=2×179=358А.


По экономической плотности тока определяем сечение проводов, мм2, определяется по формуле:


мм2,

где j=1,1 А/мм2 экономическая плотность тока при Тм=3000ч.

Принимаем провод АС-150, где r0=0,21 Ом/км, х0= 0,35 Ом/км и Iдоп = 445 А .

Проверим по допустимому току в нормальном режиме:

а) при расчетном токе: Iдоп=445А>Iр=179 А;

б) при аварийном режиме: Iдоп ав=1,3?Iдоп=1,3?445=578,5 A>Iав=358 A.

Определим потери электроэнергии в ЛЭП-37кВ, кВтч, определим по формуле:



где R=1,05 Ом/км;

l= 5 - длина линии, км.

Выбираем трансформаторы энергосистемы:

Тип т -ра: ТДTН - 40000/110;

Sн, кВА-40000;

Uвн, кВ-115;

Uнн, кВ-38,5;

?Pхх, кВт-43;

?Pкз, кВт-200;

Uкз,%-10,5;

Iхх,% 0,6.

Определим ?1-коэффициент долевого участия завода в мощности трансформатора системы по формуле:



Выбор выключателей, разъединителей и ОПН на стороне U=37 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения, как показано на рисунке 3.5 и рассчитаем ток короткого замыкания в о.е.


Рисунок 3.5 - Схема замещения для расчета токов к.з.


Найдем параметры схемы замещения:

Sб=1000 МВА;

Uб=37 кВ.



Определим токи и мощности короткого замыкания по формулам:



Выбираем В1, В2 по аварийному току трансформаторов системы, рассчитанному по формулам:



Выбираем выключатели типа BМУЭ-35Б-25/1250УХЛ1.Его параметры сведем в таблицу 3.2.

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателей В1 и В2 определяется по формуле:



Таблица 3.2 - Параметры выключателя

Паспортные данныеРасчетные данныеУсловия выбораUн= 37кВ Iн=1250 А Iоткл= 25 кА Iдин= 64 кАUр= 37 кВ Iавтр сист=1249,8 А Iк1= 5,16 кА Iуд1=13,1 кАUн³Uр Iн³ Iртр сист Iоткл³ Iк1 Iдин³ iуд1

Найдем ток, проходящий через выключатель В3:


IВ3= IАВ/2 =179,39 А


Принимаем выключатель BМУЭ-35Б-25/1250УХЛ1. Его параметры сведем в таблицу 3.3.


Таблица 3.3 - Параметры выключателя

Паспортные данныеРасчетные данныеУсловия выбораUн=37 кВ Iн= 1250А Iоткл=25 кА Iдин= 64 кАUр= 37 кВ Iавтр сист=624,9 А Iк1=5,1 кА iуд1=13,1 кАUн³Uр Iн³ Iртр сист Iоткл³ Iк1 Iдин³ iуд1

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателя В3, определяется по формуле:


g3=


Выключатели В4-В5 выбираем как выключатель-разъеденитель. Его параметры сведем в таблицу 3.4.


Таблица 3.4 - Характеристики выключателя - разъединителя

ТипLTB 72.5Номинальное напряжение, кВ35Номинальный ток, А3150Номинальный ток отключе- ния, кА40Номинальная частота, Гц50/60

Выключатели В6-В7 выбираем по аварийному току завода:

Iав.завода=358,8 А

Принимаем выключатель С-35М-630-10У1 с параметрами сведенными в таблицу 3.5.


Таблица 3.5 - Параметры выключателя

Паспортные данныеРасчетные данныеУсловия выбораUн= 37кВ Iн= 630А Iоткл= 10кА Iдин= 64кАUр=37 кВ Iавтр сист= 358,8 А Iк1= 5,16 кА iуд1= 13,1 кАUн³Uр Iн³ Iртр сист Iоткл³ Iк1 Iдин³ iуд1

Принимаем ОПНп-35/400/40,5-10УХЛ.1

Определим капитальные затраты для выбранного оборудования:

а) Затраты на трансформатор ГПП:

Ктр ГПП = 2×37 = 74 тыс.у.е

б) Затраты на трансформаторы системы:

в) Затраты на выключатели В1 и В2:


КВ1,В2 = ?2?2?КВ = 2?0,29?3,17 =1,82 тыс.у.е.


г) Затраты на выключател В3:


КВ3= ?3?КВ = 0,28?5,54 = 1,58 тыс.у.е.


д)Затраты на выключатели:


КВ4,В5+ разъед. = 4×КВ = 4×7,61 = 30,44 тыс.у.е.


е) Затраты на ЛЭП-37 кВ на двухцепной железобетонной опоре:

Клэп = 5?15,2 = 76 тыс.у.е.

ж) Затраты на ОПНп:


КОПНп = 2×КОПНп = 2?0,03 = 0,06 тыс.у.е.


Суммарные затраты на оборудование для II варианта, определяются по формуле:


К?2= Ктр ГПП +КЛЭП 10+КВ4,В5+разъед. +Ктр.сис??1+ КВ1,В2??2+КВ3??3 +КОПНп


К?2 = 300,86 тыс.у.е.

Определим издержки:

а) Издержки на эксплуатацию оборудования:


Иэкс об = 0,03?Коб = 6,75 тыс.у.е.,


б) Амортизация оборудования:


Иа об = 0,063?Коб = 14,17 тыс.у.е.


в) Издержки на эксплуатацию ЛЭП:


Иэкс ЛЭП = 0,028?КЛЭП = 2,13 тыс.у.е.


г) Амортизация ЛЭП:


Иа ЛЭП = 0,028?КЛЭП = 2,13 тыс.у.е.


д) Определим издержки на потери электроэнергии, с учетом, что стоимость потерь электроэнергии Со=0,08 тг/кВт. ч:


Ипот.= Сo×(WЛЭП10+?W) = 0,08×(310912+319563) = 50,42 тыс.y.e.

Суммарные издержки:


И?2=Иа+Ипот+Иэ=6,75+14,17+2,13+2,13=75,6 тыс. у.е.


Приведенные суммарные затраты:


З=0,12?К?2+ И?2=111,7 тыс.у.е.


Составим сводную таблицу 3.6 по всем вариантам.


Таблица 3.6 - Результаты ТЭР

ВариантUном ,кВК? т.у.еИ? т.у.е З т.у.е I110247,7753,7683,49II37300,8675,6111,7

Вывод: проходит I вариант по минимальным годовым потерям в трансформаторе и ЛЭП.


4. Выбор оборудования напряжением 10 кВ


4.1 Расчет токов короткого замыкания на шинах РП


Составим схему замещения для расчета токов к.з., как показано на рисунке 4.1.

Найдем параметры схемы замещения:

Sб=1000 МВА;

Uб=10,5 кВ;

Xс= 0,4 о.е..



Рисунок 4.1 - Схема замещения для расчета токов к.з.


Ток короткого замыкания определяется по формуле:



В компрессорной установлено 4 синхронных двигателя типа СДН 14-56-10УЗ со следующими характеристиками:



Выбираем кабель к СД по экономической плотности тока:


Fэ =


Принимаем кабель ААШв-10-(3×50),

Расчет минимального сечения кабеля по току к.з. по формуле:



Окончательно принимаем кабель ААШв-10-(370), где Iдоп=165 А, x0 = 0,09 Ом/км, r0 = 0,625 Ом/км, l=30м=0,03км.

Сопротивление кабельной линии, питающей СД, определяется по формуле:


Ток КЗ от СД, определяется по формулам:



Суммарный ударный ток, определяется по формуле:



Мощность КЗ, определяется по формуле:



4.2 Выбор аппаратуры на напряжение 10 кВ (РП)


Выбор вводных выключателей В1÷В2.

Определим расчетную мощность по формуле:


Sр = кВА


Расчетный ток определяется по формуле:


Iр=


Аварийный ток определяется по формуле:


Iа=2×Iр=2×627=1254 А


Принимаем выключатель BB/TEL-10-1600-25УЗ.

Проверим выбранный выключатель, результаты сведем в таблицу 4.1.

Выбор секционного выключателя В3.

Через секционный выключатель проходит половина мощности, проходящей через вводные выключатели. Следовательно, аварийный ток, проходящий через выключатель: IАВ=627A.

Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-25УЗ.


Таблица 4.1 - Выбор выключателя BB/TEL-10-1600-25УЗ

Паспортные данныеРасчетные данныеUн=10 кВ Iн=1600 A Iоткл=25 кА Iпред скв = 52 кА

Sкз=432,5 МВ?АU=10 кВ

IАВ=1254 А

Iкз=10,4 кА

IУД = 26,4 кА

SК-3=189 МВ?АПривод ППВ

Проверим выбранный выключатель. Результаты расчета внесем в таблицу 4.2.


Таблица 4.2 - Выбор выключателя BB/TEL-10-630-25УЗ

Паспортные данныеРасчетные данныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=25 кА Iпред скв =52 кА

Sкз=432,5 МВ?АU=10 кВ

IАВ=627 А

Iкз=10,4 кА

IУД = 26,4 кА

SК-3=189 МВ?АПривод ППВ

Выбор выключателей отходящих линий:

1)Магистраль ГПП-ТП 1-ТП-2-ТП-3.


(4.1)


Расчетный ток:



Аварийный ток:


Ip=Ia/2=107,7 A


Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (см. таблица 4.3).


Таблица 4.3 - Выбор выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=215,4 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

2)ГПП-ТП4-ТП5-ТП6.


(4.2)




Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (см. таблица 4.4).


Таблица 4.4 - Выбор выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=225,4 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

3)Магистраль РП-ТП7-ТП8.



.


Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель, значения сведем в таблицу 4.5.


Таблица 4.5 - Выбор выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=140 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

4)Магистраль РП-ТП9-ТП10-ТП11.


(4.3)




Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель, значения сведем в таблицу 4.6.


Таблица 4.6 - Выбор выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=212 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

5)Выключатели РП-СД.


,


Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель, значения сведем в таблица 4.7.


Таблица 4.7 - Выбор выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=65 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

6)Выключатели к ДСП.


РрДСП=SН?КЗ?cos?=5000?0,85?0,7=2975 кВт,

QрДСП=РрДСП?tg?=2975?0.62=1844,5 кВАр,


QВБК=1350 кВАр.


(4.4)



Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель, значения сведем в таблицу 4.8.


Таблица 4.8 - Выбор выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=178 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

8)Выключатели РУ-ВБК. ,



Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель, значения сведем в таблицу 4.9.


Таблица 4.9 - Выбор выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=33 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

Выбор трансформаторов тока.

Условия выбора ТТ:

- по напряжению установки: Uном ттUном уст-ки;

по току: Iном ттIрасч;

по электродинамической стойкости;

по вторичной нагрузки: Sн2Sнагр расч;

по термической стойкости: Iт2tт>Bк;

по конструкции и классу точности.

Трансформаторы тока ввода.

На вводах к шинам первой и второй секции и на секционном выключателе примем трансформатор тока ТЛ-6 У3 (Iн = 1500 А; Sн =30 ВА, Uн=6 кВ, Iдин=81 кА, Iдоп .терм.ст.=31,5 кА, tдоп=4 с).

Приведем нагрузку трансформатора тока, значения сведем в таблицу 4.10.


Таблица 4.10 - Нагрузка трансформатора тока

ПриборТипФаза А, ВАФаза В, ВАФаза С, ВАAЭ-3500,50,50,5WД-3650,5-0,5VarИ-3950,5-0,5WhСАЗ-И6812,52,52,5VarhСРУ-И6892,52,52,5Итого6,55,56,5

Сопротивление приборов определяется по формуле:



где Sприб. - мощность, потребляемая приборами, кВА; I2 - вторичный номинальный ток прибора, А.

Допустимое сопротивление проводов, определяется по формуле:



Принимаем провод АКРТВ F=2,5 мм2.


R2 = Rприб + Rпров + Rк-тов = 0,26 + 0,056 + 0,1 = 0,416 Ом,

S2 = R2 = 0,416 ´ 52 = 10,4 ВА.


Условия проверки трансформатора тока сведем в таблицу 4.11.


Таблиц 4.11 - Условия проверки ТТ ТЛ-6У3

Расчетные величиныПо каталогуUн=10 кВUн=10 кВIав=1239 АIн=1500 Аiуд=26,4 кА S2 р=10,4 ВАIдин= 81 кА S2 р=10,4 ВА

Трансформатор тока на линии ГПП-ТП1-ТП2-ТП3.

Выберем нагрузку трансформаторов тока по таблице 4.12.

Сопротивление приборов определяется по формуле:

Таблица 4.12 -Нагрузка трансформатора тока

ПриборТипА, ВАВ,ВАС, ВАAЭ-3500,50,50,5WhСАЗ-И6812,52,52,5VarhСР4-И6892,52,52,5WД-3550,5-0,5VarД-3450,5-0,5Итого6,55,56,5

,


где Sприб. - мощность, потребляемая приборами, кВА;

I2 - вторичный номинальный ток прибора, А.

Допустимое сопротивление проводов:



Принимаем провод АКР ТВ F=2,5мм2, тогда:


S2=R2´ =0,42´52=10,5 ВА,

R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0.26+0,056+0,1=0,42 Ом.


Примем трансформатор тока ТПЛК-10У3, его данные сведем в таблицу 4.13.


Таблица 4.13 - Расчет трансформатор тока ТПЛК-6У3

Расчетные величиныПо каталогуUн=10 кВUн=10 кВIав=215,4 АIн=1000АS2 р=10,5 ВАS2 н=20 ВАiуд=26,4 кАIдин= 81 кА

Выбор трансформаторов тока на СД. Значения нагрузки трансформатора тока сведем в таблицу 4.14.


Таблица 4.14 - Нагрузка трансформатора тока

ПриборТипА, ВАВ, ВАС, ВАAмперметрЭ-3500,50,50,5AмперметрЭ-3500,50,50,5AмперметрЭ-3500,50,50,5Эл.счетчикСАЗ-И6812,52,52,5Эл.счетчикСР4-И6892,52,52,5WД-3550,5-0,5VarД-3450,5-0,5Итого7,56,57,5

Принимаем провод АКРТВ с сечением F=2,5 мм2.


S2=R2´ =0,456´52=11,4 ВА,

R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0,3+0,056+0,1=0,456 Ом.


Примем ТПЛК-10У3 с расчетными данными сведенными в таблицу 4.15.


Таблица 4.15 - Расчетные величины

Расчетные величиныПо каталогуUн=10 кВUн=10 кВIр=65 АIн=100АS2 р=11,4 ВАS2 н=20 ВА

Трансформаторы на остальные элементы СЭС:

на линии к ТП4-ТП5-ТП6: ТПЛК-10У3;

на линии к ТП7-ТП8: ТПЛК-10У3;

на линии к ТП9-ТП10-ТП11: ТПЛК-10У3.

Для всех элементов СЭС ТА: ТЗЛН-10.

Выбор трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

- по напряжению установки: UномUуст;

по вторичной нагрузки: Sном2S2расч;

по классу точности;

по конструкции и схеме соединения.

Нагрузка трансформатора напряжения сведем в таблицу 4.16.


Таблица 4.16 - Нагрузка трансформатора напряжения

ПриборТипSоб-ки , ВАЧисло об-кcos?sin?Число приборовРСУМ , ВтQСУМ , варVЭ-335221014-WД-3351,521013-VarИ-3351,521013-WhСА3-И6813 Вт20,380,9251060145,8VarhСР4-И6893 вар20,380,9251060145,8Итого120291,6

Расчетная вторичная нагрузка:



Принимаем трансформатор напряжения типа НТМК - 10- 66 У3 (таблица 4.17)


Таблица 4.17 - Данные трансформатор напряжения типа НТМК

Uн т=10 кВUн т=10 кВSн 2=315,33 кВАSр 2=193,5 ВАСхема соединения обмоток

Выключатели нагрузки к цеховым трансформаторам. Расчёт токов, проходящих по кабелям, приведён ниже.

Токи, проходящие по линиям к цеховым подстанциям:

ТП1: Iав = 215,4 А ; ТП7: Iав = 133 А ;

ТП2: Iав = 107,7 А ; ТП8: Iав = 66,5 А ;

ТП3: Iав = 53,85 А ; ТП9: Iав = 212 А ;

ТП4: Iав = 233 А ; ТП10: Iав = 106 А ;

ТП5: Iав = 116,5 А ; ТП11:Iав = 53 А .

ТП6: Iав = 58,3 А ;

Для всех трансформаторов принимаем выключатель нагрузки типа ВНПу - 10 / 400 -10У3, его данные сведем в таблицу 4.18.

Выбор шин ГПП. Сечение шин выбирают по длительно допустимому току и экономической целесообразности. Проверку шин производят на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.

Выбираем твердотянутые алюминиевые шины прямоугольного сечения марки АТ-80´6; Iдоп=1625 А (одна полоса на фазу, Iав=215,4 А; iуд=21,9 кА):

а) Iдоп ³ Iав;


Таблица 4.18 - Данные по выключателю нагрузки

Паспортные данные UH = 10 кВРасчётные данные UP = 10 кВIH = 400 A Iскв = 25 кАIав = 53 А - 233 A iуд=21,9 кА

б) проверка по термической стойкости к Iкз:


Fmin=a´Iкз´ =12×8,63×1=103,56 < 480 мм2;


в) проверка по динамической стойкости к iуд кз : sдоп=700 кгс/см2:


?

W = 0,167´b´h2 = 4,8 см3,


где L=80 см-расстояние между изоляторами;

а=60 см-расстояние между фазами;

b=0,8 см-толщина одной полосы;

h=6 см-ширина (высота) шины.

Из условия видно, что шины динамически устойчивы.

Выбор изоляторов. р Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

- по номинальному напряжению:Uном ³ Uуст;

по допустимой нагрузке: Fдоп ³ Fрасч.



Выбираем изолятор типа ОНШ-6-500У1 (Fразруш =500 кгс).


Fдоп = 0,6´Fразруш = 0,6 ´ 500 =300 кгс. (> 110,6 кгс),


условие выполняется.

Выбор силовых кабелей отходящих линий от шин ГПП и между ТП.

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

- по экономической плотности тока:

- по минимальному сечению Fmin =a´Iкз´Ötп;

по условию нагрева рабочим током Iдоп кабIр;

по аварийному режиму Iдоп авIав;

по потере напряжения DUдопDUрас.

ГПП-ТП 1:

Sр=3913 кВА, Iав=215,4 А, Iр=Iав/2=107,7 А.

.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=107,7 A.

1.3×Iдоп=266,5 А>Iав=215,4 A.

ТП 1-ТП2:

Sр=1956,5 кВА, Iав=107,7А, Iр=Iав/2=53,85 А.

.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=53,85 A.

,3×Iдоп=266,5 А>Iав=107,7 A.

ТП2-ТП3:

Sр=978,25 кВА, Iав=53,85 А, Iр=Iав/2=53,85/2=27А.

.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=27 A.

1.3×Iдоп=266,5 А>Iав=53,85 A.

Все расчетные данные выбора кабелей занесены в таблицу 4.19


Таблица 4.19 - Кабельный журнал

Наименование участкаSр, кВАКол-во кабелей в траншееПо экономической плотности токаПо току короткого замыканияПо условию нагрева рабочим токомПо аварийному режимуПо допустимой нагрузке, мм2Выбранный кабельIдоп, AjэFэ, мм2Iк, кAS, мм2Iдоп каб, AIр, A1,3Iдоп, АIав, AКпFдоп, ммГПП-ТП14650,241,491,310,478,9205127,8266,5255,70,895ААШв-10-(3x95)205ГПП-ТП45046,941,499,110,478,9205138,8266,5277,50,895ААШв-10-(3x95)205ГПП-ТП72905,341,457,110,478,916579,9214,5159,80,850ААШв-10-(3x70)165ГПП-ТП94635,041,491,010,478,9205127,4266,5254,90,895ААШв-10-(3x95)205ТП1-ТП22325,121,445,710,478,916563,9214,5127,80,950ААШв-10-(3x70)165ТП2-ТП31162,511,422,810,478,916532,0214,563,9125ААШв-10-(3x70)165ТП4-ТП52523,421,449,610,478,916569,4214,5138,80,950ААШв-10-(3x70)165ТП5-ТП61261,711,424,810,478,916534,7214,569,4125ААШв-10-(3x70)165ТП7-ТП81452,721,428,510,478,916539,9214,579,90,925ААШв-10-(3x70)165ТП9-ТП102317,521,445,510,478,916563,7214,5127,40,950ААШв-10-(3x70)165ТП10-ТП111158,711,422,810,478,916531,9214,563,7125ААШв-10-(3x70)165ГПП-СД1389,011,423,210,478,916532,5214,565,0125ААШв-10-(3x70)165ГПП-ДСП3232,011,463,610,478,920589,0266,5178,0195ААШв-10-(3x95)205ГПП-ВБК600,021,411,810,478,916516,5214,533,00,950ААШв-10-(3x70)1655. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения комбината


.1 Виды схем внутреннего электроснабжения предприятий


Электрическая сеть строится на базе следующих принципов:

максимальное приближение ЦП к приемникам;

исключение "холодного" (т. е. обесточенного) резерва;

раздельная работа ИП по условиям надежности электроснабжения и снижения уровня токов КЗ;

применение АВР для питания приемников I категории;

ступенчатое распределение электрической энергии (принципы распределенной коммутации и распределенной трансформации);

широкое применение кабельных (а не воздушных) линий электропередачи.

Первые двартребования выбираются экономическими соображениями, причем первое вызвано стремлением сократить потери мощности и энергии, а второе - снизить капитальные затраты на сооружение сети. Выполнить второе требование для приемников I категории удается не всегда, а для приемников особой группы вообще невозможно, обычно стараются иметь "скрытый" резерв, например, трансформаторы в нормальном режиме недогружены, а в послеаварийных - несут полную нагрузку и т. д.

Третье требование обусловлено стремлением исключить влияние повреждений в одной части системы электроснабжения на оставшиеся в работе части. Короткие замыкания сопровождаются резким снижением напряжения в поврежденной части. При раздельной работе напряжение в неповрежденной части снижается незначительно. Приемники продолжают практически нормально функционировать.

Нужно подчеркнуть принципиальную разницу в требованиях к параллельной работе источников в энергосистеме и системе электроснабжения. В энергосистеме все источники включают на параллельную синхронную работу. В системе электроснабжения стремятся к раздельной работе источников питания.

Раздельная работа источников питания уменьшает уровень токов КЗ по сравнениюр с параллельной работой, и уменьшение тока КЗ снижает требования к электрооборудованию по электродинамической и термической стойкости и в конечном счете приводит к его удешевлению.

Это требование также обусловлено экономическими соображениями, т. к. оборудование, рассчитанное на более низкий уровень тока КЗ, получается менее дорогим и громоздким.

Использование АВРрдиктуется требованиями к надежности электроснабжения приемников I категории с одновременным обеспечением условия раздельной работы ИП.

Широкое применение кабельных линий объясняется факторами безопасности и ограниченности территории, т. к. охранные зоны ВЛ занимают много места. Помимо этого, замыкание на землюр оборванной фазы ВЛ напряжением 6-35 кВ создает опасные для людей и животных напряжения шага или (и) прикосновения.

Ступенчатое распределение электрической энергии объясняется стремлением упростить схему и снизить стоимость ЦП. По существу, РП является как бы продолжением (секцией) сборных шин ЦП (принцип распределенной коммутации). Совокупность ЦП-линии-рРП получается более дешевой и надежной, чем сложное двух-трехэтажное РУ ЦП без использования РП, и этот принцип реализуют магистральные схемы, с помощью которых к одному источнику подключают одной линией несколько приемников, удаленных друг от друга на некоторое расстояние.

На первых этапах развития систем электроснабжения распределение электроэнергии на территории потребителя осуществлялось с помощью сетей напряжением до 1 кВ. рЭто приводило к большим затратам проводникового материала (кабельной продукции) и было связано с повышенными потерями в системе. Принцип распределенной трансформации, т. е. сооружение, кроме главной, понизительной подстанции (ГПП) непосредственно вблизи от потребителя ТП с высшим напряжением 6-10 кВ и низшим до 1 кВ, позволил передавать по территории города электроэнергию напряжением 6-10 кВ, а не на 0,4 кВ при меньших токах, соответственно. Это дало возможность существенно уменьшить объем токоведущих частей, снизило потери мощности и энергии.

Электроснабжающие сети по существу представляют собой группу (часто кольцо) ПС и линий с высшим напряжением 220-35 кВ, причем часть (или все) ПС расположены на территории города. Такие ПС называют подстанциями глубокого ввода высокого напряжения, а на промышленных предприятиях - главными понижающими подстанциями (ГПП).

К схемам внутризаводского электроснабжения при напряжении выше 1 кВ относятся сети распределения электроэнергии напряжением 6-35 кВ. Внутризаводское распределениерэлектроэнергии выполняется по магистральной, радиальной или смешанной схеме в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой степени надежности питания. При прочих равных условиях применяются магистральные или смешанные схемы как наиболее экономичные.

Радиальные рсхемы распределения электроэнергии применяются главным образом в тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от центра питания. Они могут быть 2-х ступенчатыми или 1-ступенчатыми. 1-ступенчатые схемы применяются главным образом на малых предприятиях, а 2-ступенчатые - на больших.

Радиальная схема электроснабжения напряжением выше 1 кВ представлена на рисунке 5.1.



Преимущества радиальных схем -этор простота выполнения и надежность эксплуатации, возможность применения простой и надежной защиты и автоматизации. Недостатком такой схемы является то, что при аварийном отключении питающей радиальной линии на цеховом РП3 нарушается электроснабжение несколькихр цеховых ТП (3, 4, 5). Для устранения этого недостатка радиальную схему питания (РП1 и РП2) делают от двух независимых источников (разные шины ГПП) и для повышения надежности применяют АВР.

Применение радиальных схем электроснабжения увеличивает количество высоковольтных аппаратов, что увеличивает капитальные затраты. Магистральная схема электроснабжения напряжением выше 1 кВ представлена на рисунке 5.2 и 5.3.

Магистральные схемы применяют в системе внутреннего электроснабжения предприятий в том случае, р когда потребителей достаточно много и радиальные схемы питания явно нецелесообразны, обычно магистральные схемы обеспечивают присоединение пяти-шести п/ст с общей мощностью потребителей не более 5000¸6000 кВА.


Эта схема характеризуется пониженной надежностью питания, но дает возможность уменьшить числор отключающих аппаратов и более удачно скомпоновать потребителей для питания.



Когда необходимо сохранить преимущества магистральных схем и обеспечить высокую надежность питания, применяют систему транзитных сквозных магистралей, и в этой схеме при повреждении любой из питающих магистралей высшего напряжения питание надежно обеспечивают по второй магистрали путем автоматического переключения потребителей на секцию шин низшего напряжения трансформатора, роставшегося в работе. Это переключение происходит со временем 0,1-0,2 с, что практически не отражается на электроснабжении потребителей.

В практике проектирования и эксплуатации СЭС промышленных предприятий редко встречаются схемы, построенные только по радиальному или только магистральному принципу, так обычно крупные и ответственные потребители или приемники питают по радиальной схеме. Средние и мелкие потребители группируют ри их питание осуществляют по магистральному принципу. Такое решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономичными показателями.

Схема смешанного питания представлена на рисунке 5.4.



5.2 Расчет технико-экономического сравнения схем внутреннего электроснабжения деревообрабатывающего завода


Построение электрических сетей напрямую связано с индивидуальностью предприятия, его темпами развития и др. Вместе с тем удается объединить схемы в три группы, рсоответствующие категориям надежности электроснабжения.

В электроснабжении пока нет единства терминов. К сожалению, каждая отрасль (промышленность, рсельское хозяйство, коммунально-бытовой сектор, военные объекты и др.) ри использует свои термины, не дающие ясного геометрического представления о построении сети. Представляется, что наиболее удачными являются термины "радиальная", р "магистральная" и "смешанная" схемы электроснабжения.

.2.1 Смешанная схема электроснабжения завода

При смешанном электроснабжении количество кабелей в траншее от ЗРУ к ТП9, ТП10, ТП11 и ДСП составляетр 5 штук. Из них 2 кабеля ААШв-10-(3х70) идут на ДСП и 3 кабеля ААШв-10-(3х95) соответственно на рТП9-ТП11 (см. чертеж 1).

Число кабелей в траншее к ТП7 и ТП8 составляет 3 штуки. Это кабели ААШв-10-(3х95)

Отличие смешанной схемы внутреннего электроснабжения завода, от магистральной заключается в размещении и соединении ТП между собой. Следовательно, ризменяется длина и количество кабелей, количество выключателей. Так же при смешанном электроснабжении 50% нагрузки цеха №13 покрывается за счет ТП7 и 50% за счет ТП6. Данные изменения показаны в таблице 5.1.

По генплану завода тяжелого машиностроения при схеме смешанного электроснабжения рассчитываем длину кабелей, далее определяем их стоимость порсправочным данным. Также в однолинейной схеме электроснабжения завода отображаются изменения, т.е. добавляются дополнительные выключатели и линии.


Таблица 5.1 - Распределение нагрузок цехов по ТП

№ ТПSнт, кВАQнбк, кВАр№ цеховРр 0,4 кВтQр 0,4 кВАрSр 0,4 кВАКз12345678ТП1 2*10002*(2*1000)++1*10005*300= 150011552,41087,2 ТП2 2*10001а529,2359,1ТП3 1*10004412,35364,95355,05285,6687,7578,17664,8615,1859,2517,3Итого3660,82807,3Qвбк0-1500Итого'3660,81307,33887,20,78ТП4 2*10002*(2*1000)+ +1*10005*300=150021310,71334,8 ТП5 2*100013 (50%)114,1561,2ТП6 1*10003717,6730,29168130,814897,6673,4осв.492,9246,5Итого3701,033176,9Qвбк0-1500Итого'3701,031676,94063,20,81ТП7 2*10002*1000+ +1*10003*300=90011888,2852,7 ТП8 1*100016467,6346,917839,3642,713 (50)%114,261,21Итого2309,21903,5Qвбк0-900Итого'2309,21003,52517,70,84ТП9 2*10002*(2*1000)+ +1*10005*300=1500121110747 ТП10 2*1000101836,61616,1ТП11 1*100015620,03538,6Итого3566,62901,7Qвбк0-1500Итого'3566,61401,73832,20,77

Выбор выключателей:

1)Магистраль ГПП-ТП7.


, (5.1)


,

Расчетный ток:



Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.2).


Таблица 5.2 - Проверка выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=84А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

2)Магистраль ГПП-ТП8.


,(5.2)




Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.3).


Таблица 5.3 - Проверка выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=60 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

3)Магистраль ГПП-ТП4-ТП5-ТП6.





Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.4).


Таблица 5.4 - Проверка выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=225 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

4)Магистраль ГПП-ТП9-ТП10.


(5.3)




Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.5) .


Таблица 5.5 - Проверка выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=175 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

5)Магистраль ГПП-ТП11.




Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.6).


Таблица 5.6 - Проверка выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=38 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

Выбор силовых кабелей:

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

-по экономической плотности тока:

по минимальному сечению Fmin =a´Iкз´Ötп;

по условию нагрева рабочим током Iдоп кабIр;

по аварийному режиму Iдоп авIав;

по потере напряжения DUдопDUрас.

ГПП-ТП 7:

Sр=1518 кВА, Iав=84 А, Iр=Iав/2=42 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205А>Ip=42A.

1,3×Iдоп=266,5 А>Iав=84 A.

ГПП-ТП 8:

Sр=1084 кВА, Iав=60 А, Iр=Iав/2=30 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=30 A.

1.3×Iдоп=266,5 А>Iав=60 A.

ГПП-ТП 4-ТП 5-ТП6:

Sр=4094 кВА, Iав=225 А, Iр=Iав/2=112,5 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=112,5 A.

1.3×Iдоп=266,5 А>Iав=225A.

ГПП-ТП 9 - ТП 10:

Sр=3176 кВА, Iав=175 А, Iр=Iав/2=87,5 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=87,5 A.

1.3×Iдоп=266,5 А>Iав=175 A.

ГПП-ТП 11:

Sр=683 кВА, Iав=38 А, Iр=Iав/2=19 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=19 A.

1.3×Iдоп=266,5 А>Iав=38 A.

Определим капитальные затраты с учетом того, что стоимость выключателя BB/TEL-10-630 составляет 2,886 тыс у.е. за 1 штуку (Кв=2,886 тыс. у.е.), цена кабеля ААШв-10-(3х95) составляет 11,4 у.е. за 1 м:

ГПП - ТП7:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:


КВ=2×КВ=2×2,886=5,772 тыс. у.е.


Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

Клэп=20,46×11,4=233,2 у.е.

ГПП - ТП8:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:


КВ=1×КВ=1×2,886=2,886 тыс. у.е.


Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

Клэп=38,61×11,4=440,2 у.е.

ГПП - ТП9-ТП10:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:


КВ=2×КВ=2×2,886=5,772 тыс.у.е.


Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

Клэп=51,81×11,4=590,6 у.е.

ГПП - ТП11:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:

КВ=2×КВ=1×2,886=2,886 тыс.у.е.


Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

Клэп=33,99×11,4=387,5 у.е.

Для данной схемы электроснабжения добавляются 2 линии, поэтому необходимы 2 дополнительных трансформатора тока ТПЛК-10УЗ, стоимость которых составляет 1,68 ртыс. у.е за 1 штуку. Общая стоимость выключателей составит 17,316 тыс. у.е., затраты на кабели составят 1,65 тыс у.е., затраты на ТТ составят 3,36 тыс. у.е. р Следовательно капитальные затраты на смешанную схему электроснабжения составят 22,326 тыс. у.е.

5.2.2 Магистральная схема электроснабжения завода.


В траншее к ТП7 и ТП8 проложен 1 кабель. Это кабели ААШв-10-(3х70). Распределение нагрузок цехов по ТП показаны в таблице 5.7.


Таблица 5.7 - Распределение нагрузок цехов по ТП

№ ТПSнт, кВАQнбк, кВАр№ цеховРр 0,4, кВтQр 0,4, кВАрSр 0,4, кВАКзТП1 2*10002*(2*1000)++1*10005*300=150011552,41087,2 ТП2 2*10001а529,2359,1ТП3 1*10004412,35364,925355,05285,59687,7578,087664,8615,18859,2517,325Итого3660,82807,39Qвбк0-1500Итого'3660,81307,393887,250,78ТП4 2*10002*(2*1000)+ +1*10005*300=150021310,71334,81 ТП5 2*100013228,3122,42ТП6 1*10003717,6730,289168130,8214897,6673,38осв.492,98246,49Итого3815,183238,2Qвбк0-1500Итого'3815,181738,24192,490,84ТП7 2*10002*1000++1*10003*300=90011888,15852,71 ТП8 1*100016467,6346,87 17839,25642,73Итого21951842,31Qвбк0-900Итого'2195942,312388,70,8ТП9 2*10002*(2*1000)++1*10005*250=1250121110747 ТП10 2*1000101836,61616,11ТП11 1*100015620,03538,67Итого3566,632901,78Qвбк0-1500Итого'3566,631401,783832,210,77

По генплану завода тяжелого машиностроения при схеме магистрального электроснабжения рассчитываем длину кабелей, р далее определяем их стоимость по справочным данным. Также изменения отображаются в однолинейной схеме электроснабжения завода.

Выбор выключателей:

1)ГПП-ТП4-ТП5-ТП6.


(5.4)




Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.8).


Таблица 5.8 - Проверка выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=225,4 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

2)Магистраль ГПП-ТП7-ТП8


(5.5)




Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель.

Условия проверки сведем в таблицу 5.9.


Таблица 5.9 - Проверка выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=140 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

)Магистраль ГПП-ТП9-ТП10-ТП11


(5.6)




Принимаем выключатель BB/TEL-10-630-12,5У2.

Проверим выбранный выключатель (таблица 5.10).


Таблица 5.10 - Проверка выключателя

ПаспортныеРасчетныеUн=10 кВ Iн=630A Iоткл=12,5 кА Iскв=25,5 кА U=10 кВ

Iав=212 А

Iкз=10,4 кА

Iy=26,4 кА

Привод ПЭ

Выбор силовых кабелей

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

-по экономической плотности тока:

-по минимальному сечению Fmin =a´Iкз´Ötп;

по условию нагрева рабочим током Iдоп кабIр;

по аварийному режиму Iдоп авIав;

по потере напряжения DUдопDUрас.

ГПП-ТП4-ТП5-ТП6:

Sр=4093,64 кВА, Iав=225,4 А, Iр=Iав/2=112,7 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205А>Ip=112,7A.

1,3×Iдоп=266,5 А>Iав=225,4 A.

ГПП-ТП7-ТП8:

Sр=2549 кВА, Iав=140 А, Iр=Iав/2=70 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=70A.

1.3×Iдоп=266,5 А>Iав=140 A.

ГПП-ТП 9-ТП10-ТП11:

Sр=3859 кВА, Iав=212 А, Iр=Iав/2=106 А.

Принимаем кабель ААШв-10-(3х95) с Iдоп=205 А.

Iдоп=205 А>Ip=106 A.

1.3×Iдоп=266,5 А>Iав=212 A.

Определим капитальные затраты:

ГПП - ТП7-ТП8:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:


КВ=2×КВ=2×2,886=5,772 тыс. у.е.


Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

Клэп=45,54×11,4=519,2 у.е.

ГПП - ТП9-ТП10-ТП11:

Затраты на выключатели BB/TEL-10-630:


КВ=2×КВ=2×2,886=5,772 тыс. у.е.


Затраты на кабель ААШв-10-(3х95):

Клэп=52,14×11,4=594,4 у.е.

Общая стоимость выключателей составит 11,544 тыс у.е. и затраты на кабели составаят 1,113 у.е. Следовательно общие капитальные затраты для магистральной схемы электроснабжения составят 12,657 тыс. у.е.

Из проведенного технико-экономического сравнения схем внутреннего электроснабжения заводар тяжелого машиностроения можно сделать выводы о достоинствах и недостатках магистральных и смешанных схем электроснабжения.

Магистральная схема так же характеризуется пониженной надежностью питания, но дает возможность уменьшить число отключающих аппаратов и более удачно скомпоновать потребителей для питания.

Достоинство радиальных схем: рмаксимальная простота; аварийное отключение радиальной линии не отражается на электроснабжении остальных потребителей. И ее недостаток: большой расход кабельной продукции обусловливает высокую стоимость системы. Кроме того, при одиночных радиальных линиях невысока надежность электроснабжения.

Магистральные схемы имеют следующие достоинства:

лучшая загрузка линий, т. к. к каждой линии подключена не одна, а группа ТП;

меньший расход кабелей;

на ЦП и РП нужно устанавливать меньшее количество выключателей.

Недостатки одиночных магистралей заключаются в трудностях при отыскании места повреждения магистрали и в более низкой надежности электроснабжения по сравнению с радиальной схемой. Последнее объясняется тем, что на надежность работы магистрали влияют показатели надежности стороны ВН ТП, рвключая силовые трансформаторы.

Вывод. Был произведен расчет нагрузок по заводу, выбор числа и мощности цеховых ТП. Предложены два варианта питания завода, произведен технико-экономический расчет и сравнение вариантов по суммарным затратам после чего из предложенных вариантов был выбран с большим напряжением (питание подходит от шин 115 кВ на ГПП, расположенную на территории комбината).

В работе было проведено технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения завода (магистральной и смешенной). При сравнении стоимости оборудования и кабельных линий наиболее экономически выгодной оказалась магистральная схема электроснабжения.


6. Средства измерительной техники для измерения показателей качества электрической энергии


6.1 Автоматический регулятор напряжения (АРН-ЭО)


Многочисленные исследования показателей качества электроэнергии, проведенные за последние несколько лет при проведении сертификации электрической энергии в распределительных электрических сетях 6-10/0,4 кВ в системах электроснабжения городов и промышленных предприятий, показали, что напряжение в сети во многих случаях значительно отличается от ртребуемого нормативными документами. Как нам известно, напряжение в сети выше номинального, особенно в ночное время, когда включается вся осветительная нагрузка. р В подавляющем большинстве городских электрических сетей, от которых питаются системы уличного и внутреннего освещения как городские, так и промышленные, напряжение в сети, особенно в вечернее и ночное время, выше номинального на 5 - 10 %.

Для решения данной задачи был разработан специализированный автоматический регулятор напряжения (АРН-ЭО), позволяющий поддерживать напряжение в сети на заданном уровне с высокой точностью.

Его использование позволяет решить две основные задачи: р

автоматически поддерживать напряжение вр сети электрического освещения в диапазоне от номинального напряжения 220 В до 210 В (- 4,5 % от номинального);

автоматическое включение ри отключение освещения в соответствии с необходимой длительностью работы освещения для каждых суток в течение года, либо осуществление этих функций из единого диспетчерского центра в составе АСУ.

В настоящее время серийно выпускается несколько типоразмеров такого регулятора - от 5 кВт до 250 кВт. Это позволяет покрыть практически весь реальный диапазон существующих систем освещения в жилищнокоммунальном хозяйстве, р уличном освещении, объектах муниципальной собственности (школы, больницы, административные учреждения и т.д.). Широкое применение такое устройств также может найти в различных бизнес-единицах (магазины, фабричные цеха и т.д).

Использование настоящего регулятора дает следующие результаты:

снижение потребления электроэнергии на освещение при сохранении нормативных требований к освещенности объектов ( в среднем на 25 % );

- увеличение срока службы электрических ламп и другого осветительного оборудованияр ( в 1,5 - 2 раза ).

С целью проверки работоспособности и э эффективности применения данного оборудования был проведен ряд экспериментов в системах электрического освещения промышленных предприятий (инструментальное производство, мясокомбинат и т.д.). В городском хозяйстве - административное помещение (школа), уличное освещение в нескольких городах. Полученные результаты во всех случаях практически совпадают.

Компенсация реактивной нагрузки промышленных и приравненных к ним потребителей выполняется в соответствии с действующими нормативными документами по ррасчетам с потребителями за компенсацию реактивной мощности и по компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий.

Компенсирующие устройства рекомендуется устанавливать непосредственно у электроприемников. р Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается.

Выбор мощности и места установки компенсирующих устройств (статических тиристорных компенсаторов и синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов шунтовой и продольной компенсации, управляемых и неуправляемых шунтирующих реакторов и других регулируемых средств компенсации реактивной мощности). рВ основной и распределительной сети производится исходя из необходимости повышения пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах, условий включения линий, защиты от внутренних перенапряжений, поддержания необходимых уровней напряжения, обеспечения непрерывного быстрого регулирования напряжения.


6.2 Нерегулируемые установки компенсации реактивной мощности КРМ 10(6)


Нерегулируемые установки компенсации реактивной мощности типа КРМ-10(6) напряжением 10 кВр и 6 кВ, частотой 50 Гц, мощностью от 450 до 3150 кВАр предназначены для повышения значения коэффициента мощности (cos ?) в электрических распределительных трёхфазных сетях промышленных предприятий и других объектов, показаны на рисунке 3.5.

КРМ-10(6) обеспечивает: защиту от превышения номинального тока; защиту от доступа к токоведущим частям, находящимся под напряжением; индикацию тока конденсаторных батарей; аварийную сигнализацию при срабатывании защиты [24].

Применение КРМ-10(6) позволяет снизить потери электроэнергии и повысить эффективность электроустановок, одновременно повышая качество электроэнергии непосредственно в сетях предприятия.

Установки КРМ-10(6) имеют следующие особенности:

силовые конденсаторы CPEFS фирмы "ZEZ SILKO", трехфазные, предназначены дляркомпенсации реактивной мощности. Электроды конденсатора изготовлены из алюминиевой фольги, диэлектриком является полипропиленовая пленка, пропитанная специальной жидкостью;

конденсаторы имеют встроенные разрядные резисторы;

для повышения надежности и с целью защиты от аварийных режимов, в ячейках конденсаторнойрбатареи устанавливаются дополнительные высоковольтные предохранители (в соответствии с п.5.6.20 ПУЭ);

Рисунок 6.1 - Нерегулируемые установки компенсации реактивной мощности типа КРМ-10


модульный принцип построения, позволяет постепенно наращивать мощность установки;

рустановки КРМ-10(6) являются отдельно стоящими и в состав РУ-6(10) не входят. Подключение установок КРМ-10(6) к РУ-10(6) осуществляется кабелем через ячейку с силовым выключателем и релейной защитой, что в свою очередь значительно повышает надежность работы;

низкие рмассогабаритные характеристики.

Применение КРМ-10(6) позволяет снизить потери электроэнергии и повысить эффективность рэлектроустановок, одновременно повышая качество электроэнергии непосредственно в сетях предприятия.

Регулируемое устройство КРМ-0,4 позволяет:

поддерживать необходимое для потребителя значение коэффициента мощности в автоматическом режиме в пределах 0,8.1 путем подключения/отключения ступеней конденсаторных батарей;

выполнять подключениер и отключение ступеней конденсаторных батарей в ручном режиме;

обеспечить индикацию тока в цепи конденсаторной батареи, а так же аварийную и другие виды индикации, предусмотренные в автоматическом регуляторе;

осуществлять мониторинг значения коэффициента мощности cos ?;

- повысить качество электроэнергии непосредственно в сетях предприятия;

снизить общие расходы на электроэнергию;

уменьшить нагрузку рэлементов распределительной сети, увеличить их срок службы.

7. Безопасность жизнедеятельности


.1 Анализ условий труда


К вспомогательным подразделениям, обеспечивающим функциониро- вание основного производства деревообрабатывающего завода, относится цех №12 (электроремонтный), ркоторый производит обслуживание электрооборудования предприятия.

Оборудование во вспомогательных цехах размещается с учетом очередности стадий (операций) технологического процесса, обеспечения безвредных ри безопасных условий работы и в соответствии с Общесоюзными нормами технологического проектирования механообрабатывающих и сборочных цехов предприятий машиностроения, приборостроительных и металлообрабатывающихр ОНТП 07-96.

Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005-88 и "Предельно допустимым концентрациям вредных веществ в воздухе рабочей зоны."

Механическая обработка металлов на станках сопровождается выделением пыли, стружки, туманов масел и эмульсий, которые через вентиляционную систему выбрасываются из помещений.

Пыль, образующаяся в процессе абразивной обработки, состоит на 30-40% из материала абразивного круга, па 60-70% из материала обрабатываемого изделия, а количество выделяющейся пыли зависит от размеров и твердости обрабатываемого материала, диаметра и окружной скорости круга, а также способа подачи изделия /10/.

Санитарные нормы выполняют обеспечение оптимальных или допустимых параметров микроклимата производственных помещений с учетом 5 категорий работ, характеризующихся различным уровнем энерготрат. Нормы регламентируют температуру, влажность, скорость движения воздуха и интенсивность теплового облучения работающих (с учетом площади облучаемой поверхности тела), температуру внутренних поверхностей, ограждающих рабочую зону конструкций (стен, пола, потолка) или устройств (например, экранов), температуру наружных поверхностей технологического оборудования, перепады температуры воздухар по высоте и горизонтали рабочей зоны, ее изменения в течение смены, а также предусматривают необходимые мероприятия по защите рабочих мест от радиационного охлаждения. исходящего от поверхности стекла оконных проемов

Для решения вышеперечисленных проблем проводится разработка технических решений по обеспечению безопасности условий труда. А именно расчет зануления электрооборудования электроремонтного цеха и расчет вентиляции цеха.


7.2 Расчет зануления электрооборудования электроремонтного цеха


Так как у нас существует большая вероятность поражения электрическим током человека, при соприкосновении с металлическими частями электрооборудования, оказавшимися под напряжением при замыкании фазы на корпус или землю, то нам необходимо обезопасить его или сократить до минимума действие электрического тока на организм. Для этой цели применяют: защитное заземление; рзануление; защитное отключение; использование средств защиты; ограждение опасной зоны с вывешиванием плакатов и знаков безопасности; применение световой и звуковой сигнализации.

Зануление - преднамеренное электрическое соединение металлических нетоковедущих частей электроустановки, могущих оказаться под напряжением, с глухозаземленной нейтральной точкой обмотки источника тока в трехфазных сетях.

При занулении открытых проводящих частей время автоматического отключения питания не должно превышать значений, указанных в таблице 7.1 [14].


Таблица 7.1 - Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения при занулении открытых проводящих частей

Номинальное фазное напряжение U0, ВВремя отключения, с1270,82200,43800,2Более 3800,1

Принципиальная схема зануления приведена на рисунке 7.1. На схеме видно, что ток короткого замыкания Iкз в фазном проводе зависит от фазного напряжения сети Uф и полного сопротивления цепи, складывающегося из полных сопротивлений обмотки трансформатора Zт/3, фазного проводника Zф, нулевого защитного проводника Zн, внешнего индуктивного сопротивления петли фазный проводник- нулевой защитный проводник (петля фаза - нуль) Xп, активного сопротивления заземления нейтрали трансформатора R0.


Рисунок 7.1 - Принципиальная схема сети переменного тока с занулением


Рисунок 7.2 - Полная расчетная схема зануления


Поскольку R0, как правило, велико по сравнению с другими элементами цепи, параллельная ветвь, образованная им, создает незначительное увеличение тока короткого замыкания, что позволяет пренебречь им. рВ то же время такое допущение ужесточаетр требования к занулению и значительно упрощает расчетную схему, представленную на рисунке 7.3.


Рисунок 7.3 - Упрощенная схема зануления


В этом случае выражение короткого замыкания Iкз (А) в комплексной форме будет:


Iкз = Uф / ( Zт / 3 + Zф + Zн +jХn), (7.1)


где Uф - фазное напряжение сети, В;


С учетом последнего:


Iкз = Uф / ( Zт / 3 + Zn ) (7.2)

При расчете зануления принято применять допущение, при котором для вычисления действительного значения ( модуля ) тока короткого замыкания Iкз модули сопротивления обмотки трансформатора и петли фаза - нуль Zт / 3 и Zп складываются арифметически.Это допущение также ужесточает требования безопасности и поэтому считается допустимым, хотя и вносит некоторую неточность ( 5% ).

Полное сопротивление петли фаза - нуль в действительной форме определяется из выражения:


, Ом (7.3)


Формула для поверочного расчета определяется из (7.2) и (7.3) с учетом коэффициента кратности К тока короткого замыкания, определяемого требованиями к занулению:


, (7.4)


где Iн- номинальный ток аппарата защиты, которым защищен электроприемник.

Расчет зануления производится для оборудования электроремонтного цеха.

Исходные данные:

напряжение сети - 0,38 кВ;

мощность трансформатора - 1600 кВА;

мощность электроприемника (станок) Р=10 кВт;

длина кабеля L1=140м;

длина провода L2=42 м;

Кабель проложен в трубе Т50.

Схема замещения приведена на рисунке 7.4.

Iнпр=32А

Рисунок 7.4 - Схема замещения


Определим токи нагрузки и выбор аппаратов защиты:



Iнпв=32 А; Iна=50 А.

Определим полные сопротивления элементов цепи:

а) сопротивление трансформатора для группы соединения D/У0 - 11 Zт=0,025 Ом./15/;

б) сопротивление кабеля: ААШВ-1-(3?50)+(1?35); Zн.ф.о.=1,8 Ом/км /16/;

в) сопротивление провода: АПВ-1(3?6)+(1?4); Zн.ф.о.=15,2 Ом/км /16/.п= Zп.ф.о.?L1=1,8?0.14=0,25Омп=15,2?0,042=0,664Ом

Определим токи КЗ:

Определение времени срабатывания аппарата защиты: плавкой вставки определяется по защитной характеристике плавкой вставки, а для автомата примем по /17/. Время отключения автоматического выключателя возьмем равным 0,2 секунды.

Потенциал корпуса поврежденного оборудования:


Uк1=Iкз×Zн1=0,852×0,12=102,24В,


где Zн1 - сопротивление нулевой жилы кабеля ААШВ-1-(3?50)+(1?35).



где r - удельное сопротивление алюминиевой жилы принимается равной 0,028 Ом×мм2/м;

S - сечение жилы, мм2;

L - длина проводника, м.


Uк2 = Iкз× (Zн2? Zн3 )= 244,8(0,09+,012)= 25 В,


где Zн2 - сопротивление нулевого провода, Zн2 = Rн2.



Ток, проходящий через тело человека, равен:



8. Экономическая часть


8.1 Цели разработки проекта


Целью разработки проекта является строительство подстанции 110/10 кВ и прилегающих к ней сетей 110 и 10 кВ. р

Строящаяся подстанция предназначена для реализации электроэнергии деревообрабатывающему заводу данного района со стороны 110 и 10 кВ.

Проектируемую подстанцию и прилегающие к ней сети предполагается разместить вне населенных пунктов в равнинной местности, а так же сооружение ЛЭП 110 и 10 кВ предполагается с использованием железобетонных опор.

Для строительства подстанции, передачи электроэнергии по тарифу, который ниже действующего, р создается АО "НУРКИЯС И Ко", чтобы создать конкуренцию действующей монопольной организации на розничном рынке по передаче электроэнергии.

Целью создания АО - получение прибыли от передачи электроэнергии с шин подстанции до потребителя. р


8.2 Основная информация о проекте


Проведя анализ энергоснабжения потребителей данного района, мы можем предположить, что строительство ЛЭП 110 кВ АО "НУРКИЯС И Ко" позволит нам продавать дополнительную электроэнергию районным потребителям. При этом снижается дефицит электроэнергии данном районе.

Расчетный период включает в себяр время строительства энергообъекта, период временной эксплуатации и годы с режимом нормальной эксплуатации до окончательного физического срока службы основного энергетического оборудования ПС.

Для стоимостной оценки результата используются действующие цены и тарифы Т=11,47 тенге за 1 кВт ч без НДС. Тариф на отпуск электроэнергию будет складываться из тарифар энергопроизводящей организации, городских сетей или АРЭК, национальных электрических сетей, а также установленного тарифа АО.

На ПС устанавливается современное высокоавтоматизированное оборудование, что обеспечивает высокий уровень надежности электроснабжения.

В соответствии со строительными нормами срок строительства подстанции, установленной мощности 2x16 MBА, и прилегающих сетей 110 и 10 кВ принят равным одному году. р

В соответствии с нормами освоения введенных энергомощностей была определена программа отпуска электроэнергии на шинах подстанции, приведенная в таблице 8.1.


Таблица 8.1 - Программа отпуска электроэнергии на шинах подстанции

Показатель123Коэффициент нагрузки, %0,840,840,84Поступление энергии в сеть, кВт час39193563,539193563,539193563,5

Экологическая ситуация в районе размещения электросети находится в пределах установленных санитарных норм.

Строительство подстанции и прилегающих сетей не приведёт к ухудшению экологической ситуации в районе.


8.3 Определение капитальных вложений в строительство подстанции


Капиталовложения в подстанцию определяются по приведенным в справочнике укрупненным показателям стоимости суммированием следующих составляющих:

  • РУ 110 и 10 кВ;
  • трансформаторы ТДН-16000-115/10,5;
  • постоянная часть затрат.

Капитальные затраты на сооружение подстанции определяются составом оборудования:


КП/СТ = ?Кi · ni + Кпост


где Ki - расчетные стоимости распределительных устройств, трансформаторов, а также дополнительные капиталовложения линейных ячеек, оборудованных высокочастотной связью; ni - соответственно число единиц перечисленного оборудования;Кпост - постоянная часть затрат по подстанции, малозависящая от мощности подстанции;

Расчетная стоимость ячеек РУ учитывает стоимость выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, ОПН, аппаратуры управления, сигнализации, РЗ и А, р контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.

Расчетная стоимость трансформаторов включает затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, р заземление, контрольные кабели, РЗ, строительные конструкции и строительно-монтажные работы.

Показатели постоянной части затрат по подстанции учитывают полную расчетную стоимость подготовки и благоустройства территории, общеподстанционногор пункта управления, устройств расхода на собственные нужды, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадочных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общеподстанционныхр элементов.

Все расчеты капиталовложений в подстанцию сведены в таблицу 8.2.

Таблица 8.2 - Капиталовложения в объект

РУ или оборудованиеЧисло ячеек или элементов оборудованияЦена одной ячейки или единицы оборудования, млн.тенге.Общая стоимость, млн.тенге.РУ 110 кВ 219,6339,26РУ 10 кВ161,5224,32Трансформаторы235,9471,88Постоянные затраты-59,159,1Итого:195,56

Мы рассчитываем только затраты на ячейки и на трансформаторы, а все остальные затраты у нас входят в постоянные затраты.


8.4 Определение капитальных вложений в строительство прилегающих сетей


Стоимость сооружения ЛЭП определяется основными ее параметрами: напряжением, типом опор, маркой рпроводов и конструкцией фазы, районом строительства, характеристикой трассы и климатическими условиями и укрупненно рассчитывается по выражению:


КЛЭП = kуд · L


где Куд.i - рудельные показатели стоимости 1 км линии, соответствующие уровню напряжения и количеству цепей, а также учитывающий определенные условия прохождения трассы (по равнине, лес - не более 10% от длины трассы, доставка грузов до трассы - не более 20 км и развозка оборудования по трассе - не более 10 км);

L = 6 км - длина линии;

Расчеты капиталовложений по линиям электропередач сводим в таблицу 8.3.

Таблица 8.3 - Капитальные вложения в ЛЭП

ЛинияОбщая длина линии, кмСтоимость одного км. длины линии, млн.тенге.Общая стоимость линии, млн. тенге (с учетом строительных работ, оборудования)ВЛ 110 кВ64,05224,312Итого:24,312

Общие капитальные вложения в строительство энергообъекта составят:


КЭС = КП/СТ + КЛЭП=195,56+24,312=219,872 млн. тенге


8.5 Определение себестоимости передачи электроэнергии и прибыли


Издержки производства п/ст ри прилегающих сетей связаны с затратами на содержание подстанции, распределительных устройств и линий электропередач.

Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при ртранспортировке по линиям электропередач и трансформации. Поскольку такие потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек:


Иперед = Иэкс + Ипот,


где Иэкс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, тенге/год;

Ипот - суммарная стоимость потерь в сетях системы, тенге./год.

Произведем расчет затрат электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей:


Иэкс = Иам + Иоб/рем,


где Иам - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), тенге/год:


,


где аам - нормы отчислений на амортизацию, %/год;

Иоб/рем - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущие), тенге/год:


,


где ?об/рем - нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, %/год.

Расчет эксплуатационных издержек сводится в виде таблицы 8.4.


Таблица 8.4 - Эксплуатационные издержки распределения энергии

ЭлементКап. вложения, млн.тенге?ам,%?об,%Иам, млн. тенге/годИобсл, млн. тенге/годИэкспл, млн. тенге/годп/ст 110/10 кВ195,56437,825,8713,69ЛЭП 110 кВ24,312430,970,731,7Итого:8,796,615,39

Себестоимость передачи электроэнергии:


тенге/кВт ч,


где Эгод=16948,66×2308,19=39,12млн. кВт ч - годовое энергопотребление предприятия.

Стоимость электроэнергии:

Т = 11,47 тенге/кВтч - тариф за электроэнергию

АО "НУРКИЯС И Ко" заключает договора по поставке электроэнергии со следующими поставщиками:

Тгор.сети (РЭК) = 1,9 тенге/кВтч - тариф за передачу электроэнергии городским сетям или РЭК;

Тэпо = 5,1 тенге/кВтч - тариф за электроэнергию, установленный энергопроизводящей организацией;

ТНЭС = 0,24 тенге/кВтч - тариф на услуги по передаче электроэнергии по национальным электрическим сетям.

Капитальные вложения на оборудование, строительство, монтаж и пуск подстанции:

КП/СТ = 195,56 млн. тенге

Капитальные вложения на оборудование, строительство, монтаж ЛЭП:

КЛЭП = 24,312млн. тенге

Выручка от прогнозируемого объема передачи электроэнергии трансформаторному заводу АО "НУРКИЯС И Ко" составит:

VАО "НУРКИЯС И Ко" = Т × Эгод = 11,47× 39,12 = 448,706 млн. тенге

Из прогнозируемой выручки АО "НУРКИЯС И Ко" произведет следующие выплаты:

- Выплаты по договору АО "НУРКИЯС И Ко" составят:

0,14×39,12 = 5,477 млн. тенге

- Выплаты городским сетям за передачу электроэнергии составят:

1,9×39,12 = 74,33 млн. тенге

Выплаты национальным электрическим сетям составят:

0,24× 39,12 = 9,39 млн. тенге

- Выплаты энергопроизводящим предприятиям составят:

5,1× 39,12 = 199,512 млн. тенге

Остаток из прогнозируемой выручки за передачу электроэнергии составит:


Vост = 448,706 - 5,477 - 74,33 - 9,39 - 199,512= 160 млн. тенге


Прибыль: П= Vост×И=160×106-15,39×106=144,61×106 тенге.

Чистая прибыль за вычетом налога 20% составит:


ЧПр=Пр(1-0,2) = 144,61× 0,8 = 115,688 млн. тенге


Полученная прибыль будет направлена на погашения инвестиционных средств и кредита и составит 40% от чистой прибыли.

Пр = 115,688× 0,6 = 69,4 млн. тенге


.6 Определение NPV (чистой текущей стоимости)


Для определения NPV, необходимо спрогнозировать величину финансовых потоков в каждый год проекта, а затем привести их к общему знаменателю, для сравнения во времени. То есть NPV - это разница между суммой денежных поступлений порождаемых реализацией проекта и дисконтированных текущих стоимостей и всех затрат необходимых для реализации этого проекта.

Чистая приведенная стоимость определяется:



где CF - ежегодные денежные поступления;

n - годы реализации проекта;

Iо - полные суммарные инвестиции;

r - процентная ставка.

Полученные результаты сведем в таблицу 8.5.


Таблица 8.5 - Результаты расчета чистой текущей стоимости

ГодыCF, млн. тенге1/(1+?)nТекущая стоимость0-219,8721-219,872167,2 0,909-158,78267,20,826-103,244367,20,751-52,76467,20,683-6,86567,20,62134,87

Вывод: срок окупаемости объекта с учетом дисконтирования составит 4,2 года. Проект строительства подстанции и ЛЭП является эффективным.


Заключение


Тема дипломной работы "Электроснабжение деревообрабатывающего завода".

Был произведен расчет нагрузок по заводу, выбор числа и мощности цеховых ТП. рПредложены два варианта питания завода, произведен технико-экономический расчет и сравнение вариантов по суммарным затратам после чего из предложенных вариантов был выбран с большим напряжением (питание подходит от шин 115 кВ на ГПП, расположенную на территории комбината). В работе было проведено технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения завода (магистральной и смешенной). При сравнении стоимости оборудования и кабельных линий наиболее экономически выгодной оказалась магистральная рсхема электроснабжения.

Питание цехов осуществляется кабельными линиями, проложенными в траншее. Сделан расчет токов короткого замыкания на шинах ГПП и РП. На основании этих данных были выбраны выключатели на различных участках цепи. Были рассчитаны показатели финансовой эффективности: срок окупаемости проекта, внутренняя норма прибыли. Проект окупился на 4 год использования. Был сделан анализ условий труда в механическом цеху. Был сделан акустический расчет помещения, результат которого показал, что мероприятий по снижению шума не требуются. Был сделан расчет зануления. Расчет в механическом цеху показал, что обеспечивается требуемый степень электробезопасности. рВремя срабатывания автомата соответствует нормам, что позволяет персоналу чувствовать себя защищенным при повреждении оборудования. Учитывая все сделанные расчеты и анализы по данной схеме снабжения бумажной фабрики, можно заключить, рчто в целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности жизнедеятельности, надежности использования и экономичности.

Список литературы


.Живаевар О.П., Методические указания и задания к выполнению курсовой работы для студентов всех форм обучения специальности 050718р - Электроэнергетика. р

.Правила устройства электроустановок. - М.: Главгосэнегронадзор России, 1998. - 607с.

3.А.А. Федоров, Э.М. Ристхейн. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для ВУЗов. - М.: Энергия, 1981. - 360с.

4.А.А. Ермилов. рОсновы электроснабжения промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 208с.

.В.Н. Князевский. рОсновы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для ВУЗов. - М.: Энергия, 1986. - 408с.

.Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы. - М.: Энергия, 1986. - 465с.

.Ю.Г. Барыбин, р Л.Е. Федоров. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 465с.

8.А.А. Федоров. Справочник по проектированию промышленных предприятий. - М.: Энергия, 1991. - 370с.

.Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для студентов высших учебныхрзаведений/ Б.И. Кудрин.-М.: Интенмет Инжиринг, 2005.-672 с.

.Неклепаев Б.И., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсовогори дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 608с.

.Барыбин Ю.Г., рФедоров Л.Е., Зименкова М.Г., Смирнова А.Г. Справочник по проектированию электроснабжения. 1990.

12.Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Том 2. /Под общ. ред. А.А.Федорова; - М: Энергоатомиздат, 2006-568с. р

13.Л.Д.Рожкова, В.С.Козулин. Электрооборудование станций и подстанций. 3-е издание, переработанное и дополненное; -р М: Энергоатомиздат, 2007-648с.

."Электроэнергия. Совместимость технических средств. Нормы качества электроэнергии в СЭС".р

15.Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. - М.: р Энергоатомиздат, 2007. - 464с.: ил.

16.Справочная книга для проектирования электрического освещения /Под ред. Г.М. Кнорринга. Л., р "Энергия", 1976. - 384 с.


Содержание 1. Электроснабжение деревообрабатывающего завода .1 Исходные данные . Расчет электрических нагрузок по заводу .1 Расчет осветительной

Больше работ по теме:

Электроснабжение и релейная защита нефтеперекачивающей станции "Мишкино"
Диплом
Электроснабжение механического цеха мощностью 9630 кВт с напряжением 380/220 В
Диплом
Электроснабжение микрорайона "Северный" г.Красноярска (20 домов, 4 подстанции)
Диплом
Электроснабжение объектов нефтедобычи Урганчинского месторождения
Диплом
Электроснабжение подстанция 110/10 кВ
Диплом

Предмет: Физика

Тип работы: Диплом

найти  

ПОИСК

Новости образования

Российский государственный социальный университет реорганизует сеть своих филиалов
22 Июля 2016 16:26
Более 70 представителей крупных вузов АСЕАН подтвердили участие в форуме во Владивостоке
22 Июля 2016 12:51
Абызов: публикация первичных статсведений снизит бюрократическую нагрузку на школы
22 Июля 2016 11:53
В Чечне свыше 200 школьников сдали ЕГЭ с результатом свыше 90 баллов - министр
22 Июля 2016 05:36
Замглавы Минобрнауки РФ: задача сократить число людей с высшим образованием не стоит
21 Июля 2016 20:19

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2017 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ