Проектирование завода железнодорожного машиностроения

Реферат

Объектом расчета данного курсового проекта является завод железнодорожного машиностроения.

Курсовой проект содержит 7 разделов на ____ стр., рисунков
_______ , таблиц ____ , при расчете электроснабжения использовалось 19 первоисточников, к расчету прилыгается графическая часть.

В первом пункте курсового проекта производим расчет электрических нагрузок.

Во втором выбор числа и мощности цеховых трансформаторов, выбор КУ на низкой стороне.

В третьем пункте построение картограммы электрических нагрузок предприятия и определение их центра.

В четвертом пункте содержится технико экономический расчет и выбор вариантов схем внешнего и внутреннего электроснабжение завода, а также выбор трансформаторов ГПП, расчет токов короткого замыкания, выбор аппаратов высокого напряжения, решение по конструктивному выполнению и компоновке ГПП.

В пятом, шестом и седьмом пунктах соответственно производим расчет электроснабжения РМЦ, расчет освещения, и рассматриваем качество электрической энергии.

Перечень чертежей

1. Электроснабжение электротехнического завода
2. Электроснабжение ремонтно – механического цеха
3. Электроосвещение ремонтно – механического цеха
4. Однолинейная схема электроснабжения завода железнодорожного машиностроения .

Содержание

Введение
1. Расчет электрических нагрузок

1. Определить расчетную нагрузку по установленной мощности и коэффициенту спроса.

2. Определение расчетной нагрузки установок электроосвещения

3. Определение расчетной нагрузки всего предприятия на стороне НН

2. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

1. Определение числа и мощности цеховых трансформаторов выполняем с учетом следующих факторов:

2. Определение мощности конденсаторных батарей в сети напряжением ниже 1 кВ.

3. Определение расчетных нагрузок цехов (подстанций) на стороне выше

1000 В

4. Определение расчетной нагрузки всего предприятия

3. Построение картограммы электрических нагрузок предприятия и определение их центра

4. Технико-экономический анализ схем электроснабжения предприятия

4.1. Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения

1. Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения.

2. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

3. Расчет технико экономических показателей вариантов схем.

4. Выбор сечения проводов питающих линий

5. Расчет технико – экономических показателей питающих линий.

6. Расчет технико – экономических показателей элементов ГПП.

4.2. Технико экономический расчет при выборе схемы внутреннего электроснабжения.

4.2.1. Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 6

– 35 кВ.

4.2.2. Определение сечения кабельных линий распределительной сети.

3 Расчет технико – экономических показателей вариантов схем внутреннего электроснабжения.

3. Экономическая оценка надежности вариантов схем электроснабжения.

4. Выбор оптимального варианта схем электроснабжения.

5. Краткое описание принятой схемы электроснабжения.

6. Расчет токов короткого замыкания

7. Выбор аппаратуры высокого напряжения

8. Решение по конструктивному выполнению, компоновке ГПП.
5. Электроснабжение РМЦ.

5.1. Планировка цеха и размещение технологического оборудования.

5.2. Краткая характеристика производственной среды.

5.3. Краткая характеристика электроприемников цеха, требование к надежности их электроснабжения, выбор рода тока и напряжения.

5.4. Определение мест установки пунктов питания для групп приемников цеха; выбор схемы, способа выполнения питающей сети цеха.

5.5. Выбор сечения кабеля к каждому потребителю.

6. Выбор сечений питающих линий.

7. Выбор схемы способа прокладки проводов и кабелей распределительной сети.
6. Светотехнический и электрический расчет освещения.
7. Расчет показателей качества электроэнергии в сети проектируемого завода.

Заключение

Литература

Введение

Система электроснабжения предприятия, состоящая электрических сетей напряжением до и выше 1кВ, трансформаторных и преобразовательных подстанций, служит для передачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества.

Каждое предприятие находится в состоянии непрерывного развития.
Система электроснабжения предприятия должна быть гибкой, допускать постоянное развитие технологий, рост мощности предприятия и допускать изменение производственных условий, а так же удовлетворять требованиям надежности, экономичности и безопасности обслуживания. Поэтому непременным условием для правильного принятия проектного решения является рассмотрение вопросов:
. Краткая характеристика предприятия, его технологического процесса;
. Характеристика среды производственных помещений;
. Краткая характеристика электроприемников и требования к надежности их электроснабжения.

Знание технологического процесса проектируемого предприятия позволяет правильно определить основные требования к системе электроснабжения в отношении надежности функционирования. Знание среды необходимо для правильного выбора электрического оборудования и выполнения электрических сетей.

Сведения о среде производственных помещений приведены в табл. 1.

Основными показателями потребителей электроэнергии являются: номинальная мощность, род тока, напряжение, частота, режим работы, степень бесперебойности электроснабжения, стабильность расположения оборудования.

Табл. 2. Сведения о степени бесперебойности электроснабжения основных потребителей электроэнергии

|N цеха по генплану |Наименование цеха |Категория приемников по |
| | |степени бесперебойности |
| | |электроснабжения |
| 1 | Литейный (ч.м.) | 1 |
| 2 | Кузнечный | 2 |
| 3 | Литейный (ц.м.) | 1 |
| 4 |Токарно-механический | 2 |
| 5 | Инструментальный | 3 |
| 6 | Компрессорная | 1 |
| 7 | Котельная | 1 |
| 8 |Административный Корпус | 3 |
| 9 | Гараж | 3 |
| 10 | Ремонтно-механический | 3 |

1. Расчет электрических нагрузок

1.1. Определить расчетную нагрузку по установленной мощности и коэффициенту спроса.

Расчет производим по формулам:

Активная нагрузка:

(1) где Кс – Коэффициент спроса данной группы электроприемников.

Реактивная нагрузка:

(2) где tg ( определяется по характеру для данной группы электроприемников средневзвешенному коэффициенту мощности.

Полная нагрузка:

(3)
Для литейного цеха:

Применяя этот метод расчета нагрузки для всех цехов, результаты расчета сводим в табл. 4.

2. . Определение расчетной нагрузки установок электроосвещения

Расчетная нагрузка установок электроосвещения определяется по методу коэффициента спроса.

(4)

где - коэффициент спроса осветительных нагрузок;

- коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре;

- установленная мощность установок электроосвещения;

(5) где - освещаемая площадь цеха, территории завода, определяется по генплану предприятия;

- удельная реактивная нагрузка освещения на 1 м2 освещаемой поверхности.

Применяем к установке для всех цехов светильники с лампами ДРЛ

Для механического цеха

Результаты расчета электрической нагрузки освещения цехов и территории завода представлены в табл. 3.

Табл. 3. Расчетные нагрузки освещения цехов на стороне НН

3. Определение расчетной нагрузки всего предприятия на стороне НН

Расчетная полная мощность сети низкого напряжения цеха без учета мощности компенсирующих устройств определяются без учета потерь мощности в сетях НН цеха в связи с их малой протяженностью по выражению:

(6)

Для литейного цеха

Определенные расчетные нагрузки цехов на стороне НН, без учета мощности компенсирующих устройств, приведены в таблице 4.
Таблица 4. Расчетные нагрузки цехов на стороне НН

1. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

2.1. Определение числа и мощности цеховых трансформаторов выполняем с учетом следующих факторов:

. Категории надежности электроснабжения потребителей;

. Компенсация реактивной мощности на напряжение до 1кВ;

. Перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах;

. Шага стандартных мощностей.

Однотрансформаторные цеховые подстанции применяем при наличии в цеху потребителей 3-й категории, допускающих перегрев электроснабжения на время доставки “складского” резерва.

К ним относятся цеха

Двухтрансформаторные подстанции применяем в случаях:

. При наличии потребителей особой группы или преобладании потребителей 1- й категории;

. Для сосредоточенный цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения;

. Для цехов с высокой удельной плотностью нагрузки.

Двухтрансформаторные подстанции устанавливают в цехах

Цеха запитываем от цеховой трансформаторной подстанции установленной в цехе

Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов проводим по плотности максимальной нагрузки:

(7) где - расчетная нагрузка цеха, кВА;

-площадь цеха, м2;

Определяем минимально возможное число цеховых трансформаторов, исходя из предположения, что в сети НН будет осуществлена полностью компенсация реактивной мощности, то есть до cos?=1, и тогда принимая S=P, находим:

(8) где - номинальная мощность одного трансформатора, выбирается ориентировочно по плотности нагрузки ?, кВА;

- коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый для нагрузок 2- й и 3-й категории равным 0.9-0.95, для 1-й 0.65-0.7;

- реактивная активная нагрузка цеха до 1кВ, кВт;

Рекомендуемая номинальная мощность цеховых трансформаторов в зависимости от плотности нагрузки приведена в табл. 5.
Табл. 5. Номинальная мощность трансформаторов

Для трансформаторной подстанции N 1

Так как при трансформаторе мощность

Результаты расчета числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций приведены в табл. 6.
Табл. 6. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций.

2.2. Определение мощности конденсаторных батарей в сети напряжением ниже 1 кВ.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана из сети высокого напряжения в сеть низкого напряжения без превышения предусмотренного значения коэффициента загрузки определяется по формуле:

(8) где -для нагрузок 2-й и 3-й категорий, или 0.7 для нагрузок 1-й категории.

Если расчетная реактивная нагрузка сети низкого напряжения равно
, а допустимый переток реактивной мощности шины 10 кВ в сеть низкого напряжения равен , то от источников реактивной мощности низкого напряжения синхронных двигателей и конденсаторов необходимо обеспечить получение реактивной мощности:

(9)

Значение мощности уточняется при выборе стандартных комплектных конденсаторных батарей. При этом проверяем какая величина получается в сети низкого напряжения:

; (10)

Если , то следует увеличить из условия , аналогично поступаем, если

Для трансформаторной подстанции N 1

Следовательно принимаем

;

Принимаем

;

Расчет и выбор компенсирующих устройств на напряжение до 1 кВ представлены в табл. 7.
Табл. 7. Определение расчетных нагрузок цехов на стороне 1000 В с учетом мощности компенсирующих устройств.

Комплектные конденсаторные установки, устанавливаемые на трансформаторных подстанциях:

ТП N 1 КУ10 – 1;

ТП N 2 КУ10 – 1;

ТП N 3 КУ10 – 1;

ТП N 4 КУ10 – 1;

ТП N 5 КУ10 – 1;

ТП N 6 КУ10 – 1;

3. Определение расчетных нагрузок цехов (подстанций) на стороне выше 1000

Суммарные активные и реактивные нагрузки электропотребителей до и выше
1 кВ в целом по предприятию определяются суммированием соответвующих нагрузок всех цехов с учетом реактивной нагрузки освещения, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций.

Потери мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций рассчитываются по формулам:

(11)

(12) где , - соответственно активные и реактивные потери мощности в трансформаторе;

, - соответственно активные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

, - соответственно ток холостого хода и напряжение короткого замыкания в %;

-коэффициент загрузки трансформатора, который определяется из соотношения:

;

(13) где - число трансформаторов;

Данные для вычисления потерь мощности в трансформаторах берем из табл.
8.
Табл. 8. Данные принятых трансформаторов
|Тип |Sном.т, |Uн, кВ |Uк, |?Рк, |?Рхх, |Iхх, |
|Трансформатора |КВА | |% |кВт |кВт |% |
| | |ВН |НН | | | | |
|ТМ |630 |10 |0.4/0.|5,5 |8 |1,5 |2 |
| | | |69 | | | | |

Для цеховой трансформаторной подстанции N 1

;

Результаты расчетов сводим в табл. 9.
Таблица 9. Расчетная нагрузка цехов, приведенные к стороне ВН

2.4. Определение расчетной нагрузки всего предприятия

Расчетная нагрузка предприятия в целом, приведенная к шинам 6-10 кВ
ГПП, определяется как сумма расчетных нагрузок всех цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории предприятия, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и несовпадения максимумов силовых нагрузок различных цехов во времени:
(14)
(15) где , - соответственно активная и реактивная расчетная нагрузка освещения территории завода, кВт, кВАр;

- коэффициент разновременности максимумов силовой нагрузки

[3,с65,Г1]

Рассчитаем обобщенные по предприятию показатели:

. Коэффициент использования оборудования:

;

(16)

;

. Коэффициент спроса

;

(17)

;

. Коэффициент мощности предприятия в период максимума нагрузки:

;
(18)

;

2. Построение картограммы электрических нагрузок предприятия и определение их центра

Для выбора места расположения ГПП предприятия, а так же цеховых ТП, при проектировании строим картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещение на генплане предприятия окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам цехов.

Постоим картограмму активных нагрузок цехов. При этом считаем, что нагрузка равномерно распределена по площади цеха. Тогда центр круга совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех на генплане.

Радиусы окружностей определяем по формуле:

(19) где - расчетная активная нагрузка i-го цеха, кВт;

- масштаб площади круга,

Осветительную нагрузку покажем в виде сектора внутри круга, угол которого находится из выражения:

(20)

Цифровые значения нагрузок приводим в виде дроби с кругом: в числителе указываем силовую нагрузку, а в знаменателе – осветительную.

Результаты расчета сводим в табл. 10.
Табл. 10. Расчетные данные для построения картограммы

Для нахождения местоположения ГПП определим центр электрических нагрузок предприятия. Координаты центра определим из выражений:
(21),(22)

где и - координаты центра нагрузок до 1 кВ i-го цеха, м.

Координаты центров нагрузок цехов представлены в табл. 11.
Табл. 11. Расчетные данные для построения картограмм.

Координаты ГПП:

3. Технико-экономический анализ схем электроснабжения предприятия

Данный раздел выполняем в следующей последовательности:

1. Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения;

2. Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внутреннего электроснабжения;

3. Выбор оптимального варианта схемы электроснабжения предприятия.

Для выбора рациональной схемы электроснабжения предприятия необходимо рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного из них.

При числе вариантов более двух экономическая целесообразность того или иного варианта определяется по готовым расчетным затратам:

(23) где - капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения, т.р;

(24) где - капитальные затраты на сооружение линий, т.р;

- капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры, т.р;

- капитальные затраты на установку силовых трансформаторов, т.р;

Другие капитальные вложения сравниваемых вариантов принимаются одинаковыми.

- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, принимаемый в энергетике 0.15;

- годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения, т.р;

(25) где - годовые амортизационные расходы, т.р;

- годовые расходы на оплату потерь электроэнергии в элементах системы электроснабжения, т.р;

(26) где ,,- норма амортизационных отчислений соответственно на аппаратуру, трансформаторы, линии, т.р;

- годовой ущерб от перерывов электроснабжения.

4.1. Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения

4.1.1. Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения.

При выборе рациональной схемы внешнего электроснабжения предприятия учитываем категорию потребителей электроэнергии, потребляемую ими мощность, особенности технологии производства, климатические условия, загрязненность окружающей среды и другие факторы.

Все предприятия в зависимости от суммарной установленной мощности могут быть условно разделены но крупные (75-100МВт), средние (до75МВт) и малые (до 5МВт).

Данное предприятие относится к средним.

Основными источниками электроснабжения предприятия являются электростанция и сети энергосистемы.

Так как отсутствуют специальные требования к бесперебойности питания, компактное расположение нагрузки, то принимаем схему с одним общим приемным пунктом электроэнергии (ГПП). Так как есть нагрузки 1-й категории, то применяем секционные шины приемного пункта и питание каждой секции от отдельных линий.

Питание от энергосистемы осуществляем по двум линиям с установкой на подстанции на менее двух трансформаторов. Пропускная способность этих линий и трансформаторов должна обеспечить питание всех потребителей 1-й категории и основных нагрузок 2-й категории в послеаварийном режиме с учетом допустимой перегрузки при выходе из работы одного из этих трансформаторов.

В системах электроснабжения применяем глубокое секционирование всех звеньев системы от источника питания до сборных ими низкого напряжения трансформаторных подстанций.

При построении системы электроснабжения исходим из раздельной работы линий и трансформаторов, так как при этом снижаются уровни токов короткого замыкания, упрощаются схемы коммуникаций и релейной защиты.

Найдем рациональное нестандартное напряжение питающих линий по формуле:

(27) где - расчетная активная мощность предприятия, МВт;

- расстояния от предприятия до точки подключения к источнику питания, км;

Из напряжений в ближайших пунктах электросистемы выбираем одно ниже, а другое выше величины рационального напряжения, для технико-экономического сравнения.

Варианты схем внешнего электроснабжения представлены на рис. 1 и рис.
2.

4.1.2. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Главную понизительную подстанцию предприятия выполняем двухтрансформаторной. Выбор мощности трансформаторов ГПП производим на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматриваем их питания от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

При установке на ГПП двух трансформаторов номинальная мощность каждого из них определяется по условию:

(28) где - номинальная расчетная мощность предприятия с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ;

(29) где - мощность компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ, кВар;

(30)

- коэффициент загрузки трансформатора, равный 0.65;

(31)

|Трансформаторы ГПП |Sтн, |(Pхх,|(Pкз,|Ixx ,|Uкз,|
| |кВА |кВт |кВт |% |% |
|Вариант 1 – ТМ - 4000/150* |4000 |8.4 |35 |1.2 |10.5|
|Вариант 2 - ТМ - 4000/35 |4000 |5.3 |33.5 |0.9 |7.5 |

В послеаварийном режиме оставшийся в работе трансформатор проверяем на допустимую перегрузку:

(32)

Расчетная полная мощность, передаваемая от источника питания при наличии ГПП, отличается от на величину потерь мощности в силовых трансформаторах ГПП и может быть определена по формуле:
(33) где и определяются по формулам:
Для варианта N 1

Для варианта N 2

4.1.3. Расчет технико экономических показателей вариантов схем.

Максимальный ток линии:

(34)

Для определения мощности отключаемой выключателями, намечается расчетная точка КЗ (К-1), а затем составляется схема замещения для трех фазного КЗ в точке (К – 1) и определяются параметры схемы замещения в относительных базисных единицах ( при Sб и Uб).

Сопротивление системы в относительных базисных единицах.

(35) где (36)

Sc – из расчетных показателей;

Сопротивление трех обмоточного трансформатора в относительных базисных единицах определяется по выражению:

(37) где Uк% - напряжение короткого замыкания в процентах между обмотками, по которым протекает ток повреждения.

Суммарное сопротивление цепи от источника питания до точки КЗ К - 1.

(38)

Мощность и ток отключаемые выключателями:

(39)

(40)

Для варианта №1 :

Мощность и ток отключаемые выключателями:

Для варианта №2 :

Мощность и ток отключаемые выключателями:

4.1.4. Выбор сечения проводов питающих линий

Сечение проводов ВЛ выбираем минимально возможным из стандартных сечений, обеспечивающих работу проводников без перегрева выше допустимой температуры при расчетной максимальной нагрузке. При этом потери напряжения не должны превышать допустимой величины, а плотность тока в проводах должна соответствовать нормированному экономическому значению.

Выбор сечения проводов ВЛ по нагреву производится по условию:

(41) где Iдоп – допустимая токовая длительная нагрузка на провод;

Iр – расчетная токовая нагрузка линии , равная получасовому максимуму нагрузки и определяется по формуле:

(42)

Выбор сечения проводников по экономической плотности тока производится для ВЛ напряжением с - 220 кВ. Экономическое сечение определяется из соотношения:

(43) где Jэк – нормированное значение экономической плотности тока.

Сечение, полученное в результате расчета по экономической плотности тока , округляется до ближайшего меньшего стандартного сечения и проверяем по мере напряжения в нормальном и аварийном режиме при фактической нагрузке:
(44) где Ip – расчетный ток линии, А;

- длина линии, км;

R0, X0 – удельное активное и реактивное сопротивление линии;

Cos ( , sin ( - соответствует коэффициенту мощности предприятия в период максимума нагрузки.

(45)

Сечение проходит по потери напряжения , если выполняется условие:

(46),(47)

Сводим полученные данные в табл. 12.

Табл 12. Сечения воздушной линии.
| |Iр2 |Fэк |Iдоп |Ro |Xo |Iр1 |cos f|sin f|^U% |^Uав% |
|Вариант 1 |15,31|13,92|265 |0,46 |0,362|30,61|0,86 |0,51 |0,165|0,331 |
|Вариант 2 |47,44|43,13|265 |0,45 |0,362|94,87|0,86 |0,51 |4,428|8,8566|

4.1.5. Расчет технико – экономических показателей питающих линий. а) Капитальные затраты.

Стоимость двух ячеек отходящей линии с выключателями В1 и В2

[4, стр. 140-146].

(48)

Стоимость сооружения воздушной линии.

(49) где Ков , Кол – соответственно , стоимость одной ячейки выключателя и одного километра двух цепной воздушной линии, т.р.,

Суммарные капитальные затраты:

(50) б) Эксплуатационные расходы.

(51) где Скл – стоимость потерь электроэнергии в линиях.

Сол, Сов – стоимость амортизационных отчислений от Кл и Кв соответственно, т.р.

Потери мощности в линиях.

(52)

Потери электроэнергии в линиях.

(53) где (л – время максимальных потерь мощности в линии[2, с. 167 - 168].

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

(54)

Стоимость амортизационных отчислений.

(55) где (л (в – норма ежегодных отчислений для линий и выключателей соответственно, %

(л = 2,4 % (в = 6,4 %

4.1.6. Расчет технико – экономических показателей элементов ГПП. а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

(56)

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

(57) где Кот и Коок – единичная стоимость трансформатора и одного ввода с отделителями короткозамыкателями, соответственно, т.р.

Суммарные капитальные затраты.

(58) б) Эксплутационные расходы.

(59)

(60) где Спт – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, т.р.;

Сот, Соок – стоимость амортизационных отчислений от Кт и Кок , соответственно, т.р.;

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

(61) где (Р`хх,(Р`кз – приведенные потери активной мощности трансформатора при

ХХ и КЗ, соответственно, кВт;
(62)
(63) где Кип – коэффициент изменения потерь , учитывающийся в пределах [0.02-

0.12].

Стоимость потерь в трансформаторах связи.
(64) где Твкл – время включения трансформатора под напряжение, принимается обычно равным 8760 часов.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

(65)

Технико-экономические показатели варианта № 1.

1. Расчет технико – экономических показателей питающих линий. а) Капитальные затраты.

Ков = 23,72 т.руб.

Кол = 13,5 т.руб.

Стоимость сооружения воздушной линии.

Суммарные капитальные затраты:

Стоимость амортизационных отчислений.

(л = 2,4 % (в = 6,4 %

Потери электроэнергии в линиях.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

б) Эксплуатационные расходы.

2. Расчет технико – экономических показателей элементов ГПП. а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

Кот = 28,7 т.р.

Коок = 26,72 т.р.

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями , установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

Суммарные капитальные затраты.

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

б) Эксплутационные расходы.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

Технико-экономические показатели варианта № 2.

1. Расчет технико – экономических показателей питающих линий. а) Капитальные затраты.

Ков = 6,35 т.руб.

Кол = 10,7 т.руб.

Стоимость сооружения воздушной линии.

Суммарные капитальные затраты:

Стоимость амортизационных отчислений.

(л = 2,4 % (в = 6,4 %

Потери электроэнергии в линиях.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

б) Эксплуатационные расходы.

2. Расчет технико – экономических показателей элементов ГПП. а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

Кот = 12,35 т.р.

Коок = 11,2 т.р.

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями , установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

Суммарные капитальные затраты.

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

б) Эксплутационные расходы.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

4.2. Технико экономический расчет при выборе схемы внутреннего электроснабжения.

Намечаем два варианта схемы внутреннего электроснабжения:

1. Вариант. Радиальная схема.

2. Вариант. Смешанная схема.

Расчет ведем для напряжения 10 кВ. Предварительный выбор этого напряжения обусловлен тем, что он обеспечивает меньший расход цветного метала и экономию электроэнергию по сравнению с 6 кВ.

4.2.1. Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 6 –

35 кВ.

Расчетные нагрузки линий распределительной сети 10 кВ для каждого варианта определяются по расчетным нагрузкам цеховых ТП со стороны ВН с учетом компенсации реактивной мощности.

Результаты расчетов нагрузок линий распределительной сети 10 кВ представлены в табл. 13.
Табл. 13. Расчетные нагрузки линии сети.

|№|Назначение|Потре|Длин|Расчет Р |Cos|Qкв,|Число и|Q`рв,|S`р|J`рв,|Fэк |
|л|линии |бител|а | | |кВАр|мощ. КУ|кВАр |в, |А | |
| | |ь э/э|лини| |tg | | | |кВА| | |
| | | |й, | | | | | | | | |
| | | |км | | | | | | | | |
| | | | |Ррв,|Qрв, | | | | | | | |
| | | | |кВт |кВАр | | | | | | | |
|1|ГПП –ТП – |ТП - |0,05|843,|403,5|0.9|330 |1*330 |733,5|734|42,43|35,36|
| |1 |1 |2 |8 | |9 | | | |,1 | | |
|2|ГПП –ТП – |ТП – |0,15|607,|250,5|0,8|330 |1*330 |590,5|591|34,19|28,49|
| |2 |2 |3 |2 | |8 | | | |,5 | | |
|3|ГПП –ТП – |ТП – |0,51|626,|214,6|0,9|330 |1*330 |544,6|545|31,55|26,29|
| |3 |3 |4 |8 | | | | | |,7 | | |
|4|ГПП –ТП – |ТП – |0,62|686,|369,3|0,9|330 |2*330 |1029,|103|59,54|49,61|
| |4 |4 |1 |1 | |4 | | |3 |0 | | |
|5|ГПП –ТП – |ТП – |0,37|831,|732,5|0,9|330 |2*330 |1392,|139|80,53|67,1 |
| |5 |5 |5 |12 | |9 | | |5 |3 | | |
|6|ГПП –ТП – |ТП – |0,43|762,|367,8|0,9|330 |1*330 |697,5|698|40,38|33,65|
| |6 |6 |5 |7 | |8 | | | |,6 | | |

4.2.2. Определение сечения кабельных линий распределительной сети.

Выбор сечения кабельных линий распределительной сети 10 кВ производим по технологической плотности тока.

(66) где Jэк – нормированное значение экономической плотности тока, для кабельной линии Jэк = 1.4 А/мм2.

По допустимой нагрузке и по условию нагрева.

(67)

(68) где К1 – поправочный коэффициент , учитывающий число рядом лежащих кабелей и их взаимный нагрев.

К2 – поправочный коэффициент на температуру земли и воздуха.

Проверяем по потере напряжения.
(69) где Ip – расчетный ток линии, А;

- длина линии, км;

R0, X0 – удельное активное и реактивное сопротивление линии;

Cos ( , sin ( - соответствует коэффициенту мощности предприятия в период максимума нагрузки.

Таблица 14 – Расчетные сечения кабелей.
|Вари|№|Назначение|К – |Длина|Расчет |Спо|Поправо|Расчет |Марка |
|ант |л|линии |во |линий|нагрева на 1|соб|чный |нагрузки на 1|кабеля|
|схем| | |кабел|, км |кабель |про|оэф. |кабель. | |
|ы | | |ей | | |кла| | | |
| | | | | | |дки| | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | |Ip, |Iмах.| | | | |
| | | | | |A |р, А| | | | |
| | | | | | | | |К1 |К2 |Iдоп,|1,3*Iд| |
| | | | | | | | | | |А |оп А | |
|1 |1|ГПП –ТП – |2 |0,052|42,43|55,15|В |0,9|1 |140 |182 |3*50 |
| | |1 | | | |9 |тра| | | | | |
| | | | | | | |нше| | | | | |
| | | | | | | |е | | | | | |
| |2|ГПП –ТП – |2 |0,153|34,19|44,44| |0,9|1 |115 |149 |3*35 |
| | |2 | | | |7 | | | | | | |
| |3|ГПП –ТП – |2 |0,514|31,55|41,01| |0,9|1 |115 |149 |3*35 |
| | |3 | | | |5 | | | | | | |
| |4|ГПП –ТП – |2 |0,621|59,54|77,40| |0,9|1 |140 |182 |3*50 |
| | |4 | | | |2 | | | | | | |
| |5|ГПП –ТП – |2 |0,375|80,53|104,6| |0,9|1 |165 |214,5 |3*70 |
| | |5 | | | |9 | | | | | | |
| |6|ГПП –ТП – |2 |0,435|40,38|52,49| |0,9|1 |140 |149 |3*35 |
| | |6 | | | |4 | | | | | | |

По допустимой нагрузке и по условию нагрева.

ГПП – ТП – 1: :

ГПП – ТП – 2: :

ГПП – ТП – 3: :

ГПП – ТП – 4: :

ГПП – ТП – 5: :

ГПП – ТП – 6: :

Проверяем по потере напряжения.
ГПП – ТП – 1:
ГПП – ТП – 2:
ГПП – ТП – 3:
ГПП – ТП – 4:
ГПП – ТП – 5:
ГПП – ТП – 6:

6 Расчет технико – экономических показателей вариантов схем внутреннего электроснабжения.

Для сокращения расчетов исключим из рассмотрения трансформаторы цеховых ТП т.к. одинаковые элементы во всех вариантах.

Потери электроэнергии в линиях.

(70)

(71)

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

(72)
Табл. 15. Технико экономические показатели внутреннего электроснабжения.
|Вари|№|Назначение |Марка|Длина|Стоимо|Капита|(к%|Сол,|Rл, |(Рл, |Скл, |
|ант |л|линии |кабел|линий|сть |льные | |т.р.|Ом |кВт |т.р. |
|схем| | |я |, км |1км |затрат| | | | | |
|ы | | | | |линии.|ы. | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
|1 |1|ГПП –ТП – 1|3*50 |0,052|2,85 |2,85 |6.4|0,08|0,258|0,05 |89,04 |
| |2|ГПП –ТП – 2|3*35 |0,153|2,57 |2,57 |6.4|0,08|0,443|0,13 |231,21|
| | | | | | | | |1 | | | |
| |3|ГПП –ТП – 3|3*35 |0,514|2,57 |2,57 |6.4|0,08|0,443|0,46 |799,25|
| | | | | | | | |1 | | | |
| |4|ГПП –ТП – 4|3*50 |0,621|2,85 |2,85 |6.4|0,08|0,258|0,43 |745,98|
| |5|ГПП –ТП – 5|3*70 |0,375|3,224 |3,224 |6.4|0,08|0,258|0,47 |814,17|
| |6|ГПП –ТП – 6|3*35 |0,435|2,57 |2,57 |6.4|0,08|0,443|0,61 |1060,1|
| | | | | | | | |1 | | |6 |

Потери электроэнергии в линиях.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

Табл. 16. Высоковольтные аппараты.
|Вариа|Номер |Тип |К-во, |Стоимость |Капитальные|(в, |Сов, |
|нт |линии |аппарата |шт. |1 |затраты, |% |тыс. |
|схемы| | | |аппарата, |тыс. руб. | |руб./год |
| | | | |тыс. руб. | | | |
|1 |1 |ВММ – 10 |2 |2,65 |5,3 |9,3 |0,5 |
| | |– 400/10 | | | | | |
| |2 |ВММ – 10 |2 |2,65 |5,3 |9,3 |0,5 |
| | |– 400/10 | | | | | |
| |3 |ВММ – 10 |2 |2,65 |5,3 |9,3 |0,5 |
| | |– 400/10 | | | | | |
| |4 |ВММ – 10 |2 |2,65 |5,3 |9,3 |0,5 |
| | |– 400/10 | | | | | |
| |5 |ВММ – 10 |2 |2,65 |5,3 |9,3 |0,5 |
| | |– 400/10 | | | | | |
| |6 |ВММ – 10 |2 |2,65 |5,3 |9,3 |0,5 |
| | |– 400/10 | | | | | |

Табл. 17. Трансформаторы
|Вариа|Тип |К - |Стоимость |Капитальные |(в, |Cат, |Сп.т., |
|нт | |во, |1 |затраты, тыс.|% |Т.р. |т.р./г |
|схемы| |шт. |трансформа|руб. | | | |
| | | |тора, | | | | |
| | | |тыс. руб. | | | | |
|1 |ТМ – 630 |5 |2,88 |34,56 |9,3 |0,54 |5,76 |

4.4. Экономическая оценка надежности вариантов схем электроснабжения.

При проектировании и эксплуатации электроустановок важным вопросом является оценка составляемых вариантов схем электроснабжения предприятия.

Вопрос об экономической оценке надежности связан с народнохозяйственным ущербом (У), вызываемый аварийным нарушением электроснабжения. С увеличением надежности электроснабжения этот ущерб снижается , но возрастают капитальные затраты.

При параллельном соединении цепей следует иметь в виду , что системы электроснабжения имеют малое значение вероятности отказа и поэтому уже две параллельные линии от разных источников или с разными трассами являются высоконадежными (У = 0). Поэтому в электроснабжении промышленных предприятий в подавляющем большинстве случаев ограничиваются двумя параллельными линиями, состоящими каждая из общепринятых элементов
(масляные выключатели, ЛЭП, трансформаторы и т.п.).

4.5. Выбор оптимального варианта схем электроснабжения.

Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения производим путем суммирования приведенных затрат , результат сводим в табл. 16.

Табл. 16. - Сведение сравнения вариантов схем внешнего электроснабжения.
|Варианты схем электроснабжения |Суммарные |
|промышленного предприятия. |технико-экономические |
| |показатели, тыс. руб. |
| |К |Сэ |У |
|Сеть с ГПП при напряжении 110/10|182,51 |188,24 |338,36 |
|кВ. | | | |
|Сеть с ГПП при напряжении 35/10 |141,09 |420,28 |494,02 |
|кВ. | | | |

В результате технико – экономических расчетов принимаем схему внешнего электроснабжения завода от системы напряжением 110/10 кВ , с сооружением
ГПП 110/10 кВ, и установкой трансформатора ТМ 4000/110.

4.6. Краткое описание принятой схемы электроснабжения.

Внешнее электроснабжение осуществляется от районной подстанции, энергетической системы по двум ЛЭП – выполненной проводами АС – 95 подвешенной на железно-бетонных опорах .

На территории предприятия в близи границы расположена ГПП, которая состоит из ОРУ – 110 кВ, силовых трансформаторов и РУ – 10 кВ.

ОРУ – (открытое распределительное устройство) состоит : из разъединителя типа РЛНД – 2 – 110/1000 , отделителя ОД – 3 – 110 т / 630, короткозамыкателя типа КЗ – 110М.

Оборудование устанавливается на железобетонных фундаментах. Силовые трансформаторы типа ТМ 4000/110 устанавливаются на железобетонных фундаментах, они связаны с РУ 10 кВ , которое принимают наружной установки типа КРУН – 2 – 10 – 20-УЗ. Основным коммутационным аппаратом является ВМП - 10 М. Цеховые ТП устанавливают внутри цехов предприятия.

Питание ТП осуществляется от РУ – 10 кВ кабелем АСБГ, цех №1 от ТП –
1, цех № 3 от ТП – 2, цех № 7 от ТП – 3, цеха № 2,5,9 от ТП – 4, цеха №
4,8,10 от ТП – 5 и цех № 6 от ТП 6.

4.7. Расчет токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей по условиям КЗ в проекте производится расчет токов КЗ.

Принимаются базисные условия: Sб и Uб. Тогда ба

Вернуться