Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Системой электроснабжения называется комплекс устройств, предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии.

Объектом изучения в данном курсовом проекте является завод по производству крупы. Данное промышленное предприятие занимается производством крупы и комбикорма. Также на предприятии имеется компрессорный цех и заводоуправление. Цеха завода имеют категории I и II по надежности электроснабжения в зависимости от осуществляемых производственных и административных функций, что необходимо учитывать при проектировании любого предприятия.

Объектом расчетов и проектирования будут так же являться распределительные сети 10 и 0,4 кВ от ГПП завода к цехам. Целью данных расчетов будет являться выбор сечений и мест прокладки трасс кабельных линии, выбор коммутационных аппаратов и аппаратов защиты и автоматики.

Технически правильное решение при создании систем электроснабжения исключает появление недопустимых отклонений параметров электроэнергии (падение напряжения), неравномерное распределение токов по фазам, удорожание ремонтных, монтажных и эксплуатационных работ. Все это влияет на производительность предприятия и качество продукции. электрический нагрузка электроснабжение

Проект электроснабжение предприятия должен учитывать возможность дальнейшего развития и укрупнения производства и связанного с этим увеличения потребляемой мощности.





1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

1.1 Характеристика режима работы проектируемого объекта

Развернутая характеристика проектируемого предприятия с точки зрения надежности электроснабжения отдельных цехов приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Характеристика производственных помещений

№ по генплану	Наименование цехов	Категория	Характеристика помещений
1	Мельница 10/0,4	I	Пыльная
2	Цех крупорушки	I	Пыльная
3	Цех комбикорма	II	Пыльная
4	Компрессорная 10/0,4	I	Нормальная
5	Заводоуправление	II	Нормальная

1.2 Определение расчетных электрических нагрузок по установленной мощности и коэффициенту спроса

Расчетная нагрузка (активная и реактивная) силовых приемников цеха определяется из соотношений

; (1.1)

(1.2)

где - суммарная установленная мощность всех приемников цеха, принимаемая по исходным данным, кВт;

- средний коэффициент спроса;

- соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности

Расчетная нагрузка осветительных приемников обычно определяется по установленной мощности и коэффициенту спроса:

; (1.3)

где - коэффициент спроса для освещения, принимаемый по справочным данным;

- установленная мощность приемников электрического освещения, кВт.

Величина может находиться по формуле

; (1.4)

где - удельная нагрузка, Вт/м²;

- площадь цеха, м². (Площадь цеха, определяемая по генплану)

Полная расчетная мощность, силовых и осветительных приемников цеха определяется из соотношения

; (1.5)

Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 0,4 кВ и 10 кВ в целом по предприятию определяются суммированием соответствующих нагрузок цехов (таблица 1.2).

Значения для расчета силовых и осветительных нагрузок остальных цехов сведем в таблицы 1.2 - 1.3



Таблица 1.2 - Расчетные силовые нагрузки

№	Наименование цехов	, кВт				, кВт	, квар	, кВА
1	Мельница	1000	0,75	0,8	0,75	750	562,5	937,5
2	Цех крупорушки	2870	0,7	0,8	0,75	2009	1506,75	2511,25
3	Цех комбикорма	2500	0,65	0,8	0,75	1625	1218,75	2031,25
4	Компрессорная	1200	0,5	0,8	0,75	450	337,5	562,5
5	Заводоуправление	900	0,8	0,8	0,75	880	660	1100
	Итого по 0,4 кВ	8370				5714	4285,5	7142,5
1	Мельница	1600	0,75	0,8	0,75	1200	900	1500
4	Компрессорная	1800	0,5	0,8	0,75	900	675	1125
	Итого по 10 кВ	3400				2100	1575	2625

Таблица 1.3 - Расчетные осветительные нагрузки

№ по ГП	Наименование потребителей	Осветительная нагрузка	Силовая и осветительная нагрузка
		F, м2	Руд.о, Вт/м2	Рн.о, кВт	Кс.о	Рр.о, кВт	Qр.о, квар	Рр+Рр.о, кВт	Qр+Qр.о, квар	Sp, кВА
Потребители электроэнергии 0,4 кВ
1	Мельница	21600	20	432	0,95	410,4	545,8	1160,4	1108,3	1604,4
2	Цех крупорушки	16000	20	320	0,95	304	404,32	2313	1911,07	3000
3	Цех комбикорма	2400	20	48	0,95	45,6	60,6	1670,6	1279,35	2104,2
4	Компрессорная	35280	18	635	0,9	571,5	760	1021,5	1097,5	1499,3
5	Заводоуправление	6400	20	128	0,9	115,2	153,2	995,2	813,2	1285,19
	Освещение территории	459360	0,16	73,5	1	73,5	97,75	73,5	97,75	122,3
	Итого по 0,4 кВ			1636		1520,2	2021,67
Потребители электроэнергии 10 кВ
1	Мельница							1200	900	1500
4	Компрессорная							900	675	1125
	Итого по 10 кВ							2100	1575	2625

1.3 Определение расчетной нагрузки предприятия в целом

Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки предприятия по результатам расчетов, выполненным в табл. 1.2 - 1.3 равны:

силовые приемники на 0,4кВ:

Р_Р =5714 кВт; Q_Р = 4285,5 квар;

осветительные приемники (цехов и территории станции):

Р_РО = 1520,2 кВт; Q_РО=2021,67 квар;

силовые приемники на 10кВ:

Р_Р' =2100 кВт; Q_Р' = 1575 квар.

Так как трансформаторы цеховых и главных понизительных подстанций еще не выбраны, то, приближенно, потери мощности в них определяются из соотношений:

; (1.6)

; ; (1.7)

;

;

Необходимая мощность компенсирующих устройств определяется из выражения:

; (1.8)

где ;

= 0,33;

- среднегодовая активная нагрузка предприятия

где расчетные активные мощности предприятия с учетом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки.

число часов использования активной мощности, 6200 ч/год [1];

- действительное число часов работы потребителей электроэнергии предприятия, 8000 ч./год [1].

Произведём расчёт среднегодовой активной нагрузки предприятия:

По данным предприятия:

Мощность компенсирующих устройств равна:

Нескомпенсированная мощность на шинах 0,4 кВ:

; (1.9)

расчетная реактивная мощность предприятия, отнесенная к шинам 10 кВ с учетом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки = 0,95:

; (1.10)

В качестве компенсирующего устройства принимаем батареи статических конденсаторов.

Определяем потери активной мощности в них:

; (1.11)

- удельные потери активной мощности, составляющие 0,2% от

;

Общая активная мощность с учетом потерь в компенсирующих устройствах на шинах подстанции:

; (1.12)

расчетная активная нагрузка предприятия, отнесенная к шинам 10 кВ с учетом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки = 0,95;

; (1.13)



Расчётная нагрузка на шинах 10 кВ ГПП или ГРП с учётом компенсации реактивной мощности равна:

Предполагаем, что на предприятии будет предусмотрена ГПП. Потери мощности в трансформаторах ГПП ориентировочно определяются:

; кВт

; квар

Полная расчётная мощность завода на стороне высшего напряжения ГПП будет равна:



2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И ПОСТРОЕНИЕ КАРТОГРАММЫ НАГРУЗОК

Для определения местоположения ГПП, ГРП и ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещенные на генеральном плане окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Главную понизительную и цеховые подстанции следует располагать как можно ближе к центру нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяженность как распределительных сетей высокого напряжения завода, так и цеховых электрических сетей низкого напряжения, уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке соответствующего цеха Р_i :

(2.1)

Из этого выражения радиус окружности:

(2.2)

где Р_i - мощность i-го цеха; m - масштаб для определения площади круга (постоянный для всех цехов предприятия).

Силовые нагрузки до и выше 1 кВ изображаются отдельными кругами. Считаем, что нагрузка по цеху распределена равномерно, поэтому центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга, изображающего нагрузку до 1000 В. Угол сектора (б) определяется:

(2.3)

Для определения места ГПП или ГРП находится центр электрических нагрузок отдельно для активной (табл. 2-1) и реактивной (табл. 2-2) нагрузок, так как питание активных и реактивных нагрузок производится от разных установок (генераторы и компенсирующие устройства) [ 3].

На генплан завода произвольно наносятся оси координат. Находим координаты центра электрических нагрузок каждого цеха.

Координаты центра электрических нагрузок завода определяются по формулам:

; (2.4)

; (2.5)

; (2.6)

; (2.7)

где , , (,) - координаты центра активных (реактивных) нагрузок завода;

Х_i , Y_i координаты центра нагрузок i - го цеха;

() - расчетная активная (реактивная) нагрузка i - го цеха;

В нашем случае:



Таблица 2.1 Определение ЦЭН активной мощности

№ по ГП	Наименование потребителей	Ррi, кВт	Рр.о, кВт	ri, мм	б, град	Хi, м	Уi, м	Рр?•Хi, кВт•м	Рр?•Уi, кВт•м
	Потребители электроэнергии 0,4 кВ
1	Мельница	1160,4	410,4	19,2	127,3	188	520	218155,2	603408
2	Цех крупорушки	2313	304	27	47	444	270	1026972	624510
3	Цех комбикорма	1670,6	45,6	23	9,8	652	472	1089231,2	788523,2
4	Компрессорная	1021,5	571,5	18	201,4	132	68	134838	69462
5	Заводоуправление	995,2	115,2	17,8	41,6	748	32	744409,6	31846,4
	Потребители электроэнергии 10 кВ
1	Мельница	1200		19,5		188	520	225600	624000
4	Компрессорная	900		17		132	68	118800	61200
	Итог	9260,7						3558006	2802949,6

Таблица 2.2 Определение ЦЭН реактивной мощности

№ по ГП	Наименование потребителей	Qрi, квар	Хi, м	Уi, м	Qрi•Хi, квар•м	Qрi•Уi, квар•м
	Потребители электроэнергии 0,4 кВ
1	Мельница	1108,3	188	520	208360,4	5763164
2	Цех крупорушки	1911,07	444	270	848515,1	515988,9
3	Цех комбикорма	1279,35	652	472	834136,2	603853,2
4	Компрессорная	1097,5	132	68	144870	74630
5	Заводоуправление	813,2	748	32	608273,6	26022,4
	Потребители электроэнергии 10 кВ
1	Мельница	900	188	520	169200	468000
4	Компрессорная	675	132	68	337864,8	45900
	Итог	7784,42			2902455,3	2310710,5



3. ВЫБОР СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов для системы внешнего электроснабжения

На проектируемом предприятии в основном преобладают потребители I и II категорий по бесперебойности электроснабжения, поэтому для внешнего электроснабжения предусматриваем две линии.

Питающие линии выполняются воздушными линиями, так как предприятие находится от источника питания на большом расстоянии. В случае сооружения ГПП предусматривается два трансформатора связи с энергосистемой.

Правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности трансформаторов для главных понизительных и цеховых подстанций имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения.

Мощность трансформаторов целесообразно определять с учетом их перегрузочной способности. Перегрузочная способность трансформатора зависит от особенностей графика нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика.

S_p=11368 кВА

Общая перегрузка не должна превышать 40 %

S_доп 1,4 S_нт

Намечаем к установке два трансформатора с номинальной мощностью (S_нт) 10000 кВА. Загрузка трансформаторов при нормальном режиме



; (3.1)

В после аварийном режиме (отключен один трансформатор)

; (3.2)

Коэффициент аварийной загрузки имеет допустимое значение.

Рассмотрим вариант применения двух трансформаторов по 16000 кВА каждый:

После аварийный режим:

Коэффициент аварийной загрузки имеет допустимое значение.

Из рассмотренных вариантов мы выбираем трансформатор мощностью 6300 кВА.

3.2 Определение рационального напряжения внешнего электроснабжения

Для определения величины рационального напряжения электроснабжения (U_рац). По номограмме исходя из значений полной мощности (S =11368 кВА) и длины (L=3км) принимаем следующие варианты напряжений питающих линий системы внешнего электроснабжения предприятия:

1 вариант - электроэнергия передается от подстанции энергосистемы до ГПП станции на напряжении 35 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10кВ;

2 вариант - электроэнергия передается от подстанции до ГРП предприятия на напряжении 10 кВ. На ГРП происходит распределении мощности по всему предприятию.

3 вариант - электроэнергия передается от подстанции энергосистемы до ГПП станции на напряжении 110 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10кВ;

Вариант №1

Рисунок 3.1 - Система внешнего электроснабжения, вариант 1



3.2.1 Выключатели

Предварительно выбираем выключатели (В1 и В2) по номинальным данным (U_н U_н.уст; I_н I_макс.р; S_{н откл} S_{р откл} или I_{н откл} I_{р откл}) [2]. Рабочее напряжение схемы питания U_{н уст} = 35 кВ.

Расчетный ток в нормальном режиме определяется по формуле

(3.3)

Максимальный рабочий ток линии I_.max.р , А, определяется из условия, что в аварийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку предприятия , то есть

(3.4)

Для определения мощности, отключаемой выключателями В1 и В2, намечаем расчетную точку короткого замыкания К1.

Согласно исходной схеме питания составляем схему замещения для режима трехфазного короткого замыкания в точке К1 (рисунок 3.1) и определяем параметры схемы замещения в относительных еденицах.

Все сопротивления приводим к базисной мощности

S _б= S_с = 900 МВА.

Сопротивление системы в относительных базисных единицах

; (3.8)

Сопротивление трехобмоточного трансформатора подстанции энергосистемы в относительных базисных единицах определяется в следующей последовательности.

Для трехобмоточного трансформатора типа ТДТН-40000/ 110 наружней установки с регулированием напряжения под нагрузкой напряжения КЗ между обмотками в процентах при номинальных случаях составляют:

ВН - СН ВН - НН СН - НН

10,5% 17,5% 6,5%

Определяем напряжение КЗ каждой обмотки

;

; (3.9)

;

Сопротивление обмоток трансформатора в относительных базисных единицах равны

;

; (3.10)

;

Рисунок 3.2 - Схема замещения трехобмоточного трансформатора

Сопротивление обмоток ВН и СН трех обмотчного трансформатора в относительных базисных единицах

(3.7)

Сопротивление от источника питания до точки КЗ в относительных базисных единицах составит

х= х_С + х_Т = 0,8 +9,675 = 10,475 (3.8)

Мощность отключаемая выключателями (В1 и В2)

S_{р откл} = S_c / х =900 /10,475 = 85,9 МВА (3.9)

Ток отключаемый выключателем (В1 и В2)

Выбираем выключатель ВГБЭ-35-12,5/630 УХЛ

U_Н = 35 кВ, I_Н = 630 А, I_{н. откл} =12,5 кА.

Стоимость 2125 тыс.тг.

3.2.2 Линии

Питающие линии выполняем проводом марки АС - двухцепная линия.

Выбор сечения провода по техническим условиям:

1) по нагреву расчетным током

По условию допустимого тока выбираем провод сечением S = 35 мм²; I_доп = 175 А.[ 1]

Проверяем по условиям послеаварийного режима работы: [2]

I_доп I_Р ;

1,3I_доп I_{max раб};

175 93,87 А;

1,3·175=227,5 187,74 А;

2) по условию коронирования[1]

S = 35 мм² ? 35 мм²;

3) по условиям механической прочности[1]

S = 35 мм² ? 35 мм²;

4) по нагреву током КЗ не проверяется;

5) по допустимой потере напряжения

L_доп=·U_доп(I_доп/I_р) > L; (3.11)

где -длина линии при полной загрузке на 1% потери напряжения[3]

U_доп- допустимые потери напряжения (5%);

L_доп=1,34·5·(175/93,87)=12,5 км > 3 км;

По допустимой потере напряжения данное сечение проходит.

6) выбор провода по условиям экономической целесообразности

Принимаем несколько стандартных сечений: 35 мм², 50мм², 70мм², 95мм².

Капитальные затраты на линии

К_л=2·L·С (3.12)

где С - стоимость 1 км линии АС данного сечения, тыс.тг/км.[3]

Стоимость амортизационных отчислений

, (3.13)

где =2,8%- ежегодные амортизационные отчисления

Действительные потери в линиях

, (3.14)

где - потери мощности в линии при длительно допустимой токовой нагрузке, кВт/км.[4]

коэффициент загрузки линии;

Действительные потери электроэнергии в линиях в год

, (3.15)

где Т_ДГ - действительное число часов работы предприятия в год.[4]

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях

; (3.16)

где С_о - стоимость 1кВт·ч электроэнергии, тыс.тг/ кВт·ч

Ежегодные эксплуатационные расходы

С_эл=С_пл+С_а, (3.17)

где С_а - стоимость амортизационных отчислений, тыс.тг/год.[4]

С_пл - стоимость потерь электроэнергии в линиях, тыс.тг/год.[3]

Годовые расчетные затраты

З_л=С_ЭЛ+0,125·К_л, (3.18)

Расход цветного металла:

G_ал=q•2•L (3.19)

где q - вес одного километра провода, т/км

Определим величину экономически целесообразного сечения

Производим расчет для трех различных сечений провода и полученные значения заносим в таблицу 3.1

Из таблицы 3.1 видно, что экономически целесообразным сечением будет сечение S=95 мм²

(3.20)

Ближайшее стандартное значение сечения S=70 мм²

Таблица 3.1 - Технико-экономические показатели питающих линий

Sн, кв.мм	Iд, А	Кз	Кз^2	ДРн, кВт	q, т/км	С, тыс.тг.	цл, %	l, км	Со, тг.	Тг, ч	Кл, тыс.тг	ДРд, кВт	ДЭал, кВт ч/год	Спл, тыс.тг	Са, тыс.тг	Сэл, тыс.тг	GАЛ, т	Зл, тыс.тг
35	175	0,54	0,29	88	0,47	1967,29	2,8	3	9	5000	11803,7	151,91	759,59	6836,35	330,505	7166,85	2,82	8642,3
50	210	0,45	0,2	113	0,61	1982,09	2,8	3	9	5000	11892,5	135,47	677,35	6096,17	332,991	6429,16	3,66	7915,7
70	265	0,35	0,13	125	0,86	2025,19	2,8	3	9	5000	12151,1	94,10	470,53	4234,83	340,232	4575,06	5,16	6094
95	330	0,28	0,08	134	1,21	2099,38	2,8	3	9	5000	12596,3	65,05	325,27	2927,48	352,696	3280,18	7,26	4854,7

Рисунок 3.3 - Экономически целесообразное сечение

3.2.3 Короткозамыкатели и разъединители

Предварительный выбор короткозамыкателей, отделителей и разъединителей, устанавливаемых со стороны высшего напряжения трансформаторов связи с энергосистемой, производится

Для короткозамыкателей по номинальному напряжению;

U_н 35 кВ

Выбираем короткозамыкатели КЗ-35У1 с приводом типа ШПКТ.

U_н=35 кВ, цена = 230 тыс.тг.

Для разъединителей

Расчетные условия

U_{н уст} = 35 кВ, I_{max р} =131,2 А.

Принимаем разъединитель РНДЗ-35/630



U_н=35 кВ, I_н.дл.=630 А.

Цена с приводом ПР-ОУ =550 тыс.тг.

Принимаем отделитель типа ОД-35/630

U_н=35 кВ, I_н.=630 А цена с приводом ПРО-1У1 =165 тыс.тг

Цена короткозамыкателя, отделителя и разъединителя

К_кор=К_к+К_р+К_о= 230+550+165 = 945 тыс.тг.

3.2.4 Трансформаторы силовые.

Для питания предприятия электроэнергией на ГПП устанавливаются, по условиям надежности электроснабжения, два трансформатора мощностью 10000 кВА типа ТДНС- 10000 / 35

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме при раздельной работе составляет

В аварийном режиме

Что соответствует техническим требованиям.

Технические данные трансформатора ТДН-10000/35:

- номинальная мощность S_нт = 10000 кВА;

- ток холостого хода I_хх = 0,8%;

- напряжение короткого замыкания U_кз =8%

- потери мощности холостого хода при номинальном напряжении



Р_хх = 13,5 кВт;

- потери мощности короткого замыкания Р_кз =65 кВт;

- цена =17500 тыс.тг.

3.2.5 Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты

Стоимость двух камер отходящей линии с выключателями МКП-35-1000-25АУ1 (В1 и В2), устанавливаемых в открытом распределительном устройстве.

К_В = 2· 2125 = 4250 тыс.тг. (3.21)

Суммарные капитальные затраты составляют

К₂ = К_Л+ К_В = 12596+ 4250 = 16846 тыс.тг. (3.22)

Эксплуатационные расходы

С_Э2 = С_ЭЛ + С_ав, (3.23)

где С_ав - стоимость отчислений на линиях с выключателями;

С_ав=·К_В = 0,064·4250= 272 тыс.тг/год.

С_Э2= 3280,18+372= 3552,18 тыс.тг.

Годовые расчетные затраты

З₂ =С_Э2 + 0,125 · К₂ = 3552,18 + 0,125·16846 = 5657,93 тыс.тг/год. (3.24)



3.2.6 Технико-экономические показатели трансформаторов связи

Капитальные затраты

Стоимость двух трансформаторов связи типа ТДН - 10000 / 35 при наружной установке

К_Т = 2·17500 = 35000 тыс.тг.

Стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ - 35 кВ

К_кор =2· 945=1890 тыс.тг.

Суммарные капитальные затраты

К_2Т = К_Т + К_кор =35000+1890=36890 тыс.тг.

Эксплуатационные расходы

Ежегодные эксплуатационные расходы (С_А2Т) складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах (С_НТ), и стоимость амортизационных отчислений на трансформаторы (С_АТ) и вводы с короткозамыкателями и разъединителями (С_{АР К}).

Приведенные потери электроэнергии в трансформаторах составляют:

,кВт·ч/год (3.26)

где n - число трансформаторов;

- приведенные потери активной мощности ХХ, кВт;

- приведенные потери активной мощности КЗ, кВт;

- коэффициент загрузки трансформатора =S_р/S_н;

- время потерь, ч;

Т_М - годовое число часов максимума активной мощности;

=8760·(0,124+Тм/10⁴)²=8760·(0,124+5000/10000)²=3410ч; (3.27)

кВт·ч/год;

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

=759458•9= 6835122 тыс.тг/год (3.28)

Стоимость амортизационных отчислений

С_А2Т = С_АТ + С_{АР К}=_т(К_Т + К_кор) = 0,064·36890 =2360,9 тыс.тг/год (3.29)

где _т = 6,4% - ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования и распределительных устройств. [6]

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы

С_Э2Т = С_ПТ + С_А2Т = 6835,1 + 2360,9 = 9196,082 тыс.тг/год (3.30)

Годовые расчетные затраты

З_2Т = С_Э2Т+0,125·К_2Т = 9196,082 + 0,125·36890 = 13807,33 тыс.тг/год (3.31)

Суммарные затраты 1 варианта:

З₃₅= З2Т+З2 = 5657,93+13807,33 = 19465,26 тыс.тг/год

Вариант 2

Рисунок 3.4 - Система внешнего электроснабжения, вариант 2

3.2.7 Выключатели

Предварительно выбираем выключатели (В1 и В2) по номинальным данным (U_н U_н.уст; I_н I_макс.р; S_{н откл} S_{р откл} или I_{н откл} I_{р откл}). Рабочее напряжение схемы питания U_{н уст} = 10 кВ.

Расчетный ток в нормальном режиме определяется по формуле:

Максимальный рабочий ток:

Сопротивление обмоток ВН и НН трех обмотчного трансформатора в относительных базисных единицах

Сопротивление от источника питания до точки КЗ в относительных базисных единицах составит

х= х_С + х_Т = 0,8 +15,775 = 16,575

Мощность отключаемая выключателями (В1 и В2)

S_{р откл} = S_c / х =900 /16,575 = 54,3 МВА

Ток отключаемый выключателем (В1 и В2):



Выбираем выключатель ВММ-10А-400-10У3

U_Н = 10 кВ, I_Н =400 А, I_{н. откл} = 10 кА.

Стоимость 150 тыс.тг.

3.2.8 Линии

Питающие линии выполняем проводом марки АС - две одноцепные линии.

Выбор сечения провода по техническим условиям:

1) по нагреву расчетным током

По условию допустимого тока выбираем провод сечением

S = 2Ч70 мм²; I_доп = 530 А.[ 1]

Проверяем по условиям послеаварийного режима работы: [2]

I_доп I_Р ;

1,3I_доп I_{max раб};

420 229,7 А;

1,3·530=689 657 А;

2) по условию коронирования[1]

S = 2Ч70 мм² > 25 мм²;

3) по условиям механической прочности[1]

S = 70 мм² > 35 мм²;



4) по нагреву током КЗ не проверяется;

5) по допустимой потере напряжения

L_доп=·U_доп(I_доп/I_р) > L; (3.11)

где -длина линии при полной загрузке на 1% потери напряжения[3]

U_доп- допустимые потери напряжения (5%);

L_доп=0,472·5·(530/328,5)=3,8 км > 3 км;

По допустимой потере напряжения данное сечение проходит.

Из таблицы 3.2 видно, что экономически целесообразным сечением будет сечение S=95 мм.²

Таблица 3.2 - Технико-экономические показатели питающих линий

Sн, кв.мм	Iд, А	Кз	Кз^2	ДРн, кВт	q, т/км	С, тыс.тг.	цл, %	l, км	Со, тг.	Тг, ч	Кл, тыс.тг	ДРд, кВт	ДЭал, кВт ч/год	Спл, тыс.тг	Са, тыс.тг	Сэл, тыс.тг	GАЛ, т	Зл, тыс.тг
А 2*70	530	0,62	0,38	232	0,6	294,52	2,8	3	9	5000	3534,24	1069,518	5347,592	48128,33	9895,8	48138	7,2	48580
АС 2Ч70	530	0,62	0,38	250	0,85	298,04	2,8	3	9	5000	3576,48	1152,498	5762,491	51862,42	10014	51872	10,2	52319,5
А 2Ч95	640	0,513	0,26	260	0,81	310,98	2,8	3	9	5000	3731,76	821,98	4109,939	36989,45	10448	37000	9,72	37466,4
АС 3Ч35	525	0,626	0,39	264	0,47	231,99	2,8	3	9	5000	4175,82	1860,49	9302,476	83722,29	11692,	83734	8,46	84255,95

Рисунок 3.5 - Экономически целесообразное сечение

3.2.9 Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты

Стоимость двух камер отходящей линии с выключателями ВММ-10А-400-10У3, устанавливаемых в открытом распределительном устройстве (ОРУ) - 10 кВ.

К_В = 2·150=300 тыс.тг;

Суммарные капитальные затраты составляют:

К₂ = К_Л+ К_В =3731,76+ 300=4031,76 тыс.тг;

Эксплуатационные расходы:

С_Э2 = С_ЭЛ + С_ав;

С_ав=·К_В = 0,064·300= 19,2 тыс.тг/год.

С_Э2= 37000+19,2 =37019,2 тыс.тг.



Годовые расчетные затраты

З₂ =С_Э2 + 0,125 ·К₂ =37019,2+0,125·4031,76 = 37523,17 тыс.тг/год.

Суммарные затраты 2 варианта:

З₁₀= 37523,17 тыс.тг/год

Вариант 3

Рисунок 3.6 - Система внешнего электроснабжения, вариант 3



3.2.10 Выключатели

Предварительно выбираем выключатели (В1 и В2) по номинальным данным (U_н U_н.уст; I_н I_макс.р; S_{н откл} S_{р откл} или I_{н откл} I_{р откл}) [2]. Рабочее напряжение схемы питания U_{н уст} = 110 кВ.

Расчетный ток в нормальном режиме определяется по формуле

Максимальный рабочий ток линии

Мощность отключаемая выключателями (В1 и В2)

S_{р откл} = S_c / х_с =900 /0,8 = 1125 МВА

Ток отключаемый выключателем (В1 и В2)

Выбираем выключатель У-110/2000-40

U_Н = 110 кВ, I_Н = 2000 А, I_{н. откл} = 40 кА.

Стоимость 1025 тыс.тг.

3.2.11 Линии

Питающие линии выполняем проводом марки АС - двухцепная линия.

Выбор сечения провода по техническим условиям:

1) по нагреву расчетным током

По условию допустимого тока выбираем провод сечением S = 70 мм²;

I_доп = 265 А.[ 1]

Проверяем по условиям послеаварийного режима работы: [2]

I_доп I_Р ;

1,3I_доп I_{max раб};

265 >20,9 А;

1,3·265=334,5 >59,7 А;

2) по условию коронирования[1]

S = 70 мм² ? 70 мм²;

3) по условиям механической прочности[1]

S = 70 мм² ? 70 мм²;

4) по нагреву током КЗ не проверяется;

5) по допустимой потере напряжения

L_доп=·U_доп(I_доп/I_р) > L; (3.11)

где -длина линии при полной загрузке на 1% потери напряжения[3]

U_доп- допустимые потери напряжения (5%);

L_доп= 5,17·5·(265/29,8)=229,8 км > 3 км;



По допустимой потере напряжения данное сечение проходит.

6) выбор провода по условиям экономической целесообразности

Принимаем несколько стандартных сечений: 70 мм², 90мм², 120мм², 150мм².

Производим расчет для трех различных сечений провода и полученные значения заносим в таблицу 3.3

Из таблицы 3.3 видно, что экономически целесообразным сечением будет сечение S=70 мм²

Таблица 3.3 - Технико-экономические показатели питающих линий

Sн, кв.мм	Iд, А	Кз	Кз^2	ДРн, кВт	q, т/км	С, тыс.тг.	цл, %	l, км	Со, тг.	Тг, ч	Кл, тыс.тг	ДРд, кВт	ДЭал, кВт ч/год	Спл, тыс.тг	Са, тыс.тг	Сэл, тыс.тг	GАЛ, т	Зл, тыс.тг
70	265	0,112	0,0126	125	1,72	2233,3	2,8	3	9	5000	13399,92	9,48	47,42	426,79	375,19	801,98	10,3	2476,98
95	330	0,09	0,0082	134	2,62	2318,9	2,8	3	9	5000	13913,82	6,55	32,78	295,03	389,58	684,62	15,7	2423,85
120	380	0,078	0,0061	140	3,08	2352,6	2,8	3	9	5000	14115,84	5,16	25,85	232,46	395,24	627,71	18,5	2392,19
150	445	0,067	0,0045	149	3,82	2512,1	2,8	3	9	5000	15072,6	4,009	20,04	180,41	422,03	602,4	22,9	2486,52

Размещено на http://www.allbest.ru

Рисунок 3.7 - Экономически целесообразное сечение

3.2.12 Короткозамыкатели и разъединители

Предварительный выбор короткозамыкателей:

Для короткозамыкателей

по номинальному напряжению;

U_н110 кВ

Выбираем короткозамыкатели КЗ-110.

U_н=110 кВ, цена= 240 тыс.тг.

Для разъединителей

Расчетные условия

U_{н уст} = 110 кВ, I_{max р} = 41,8 А.

Принимаем разъединитель РДЗ-1-110/1000 НУХЛ1.

U_н=110 кВ, I_н.дл.=1000 А.



Принимаем отделитель типа ОД-110/600

U_н=110 кВ, I_н.=600 А цена с приводом ПРН-110М = 325 тыс.тг

Цена короткозамыкателя, отделителя и разъединителя

К_кор=К_к+К_р+К_о= 240+280+325 = 845 тыс.тг.

3.2.13 Трансформаторы силовые

Для питания предприятия электроэнергией на ГПП устанавливаются, по условиям надежности электроснабжения, два трансформатора мощностью 10000 кВА типа ТДН 10000/110

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме при раздельной работе составляет

В аварийном режиме

Технические данные трансформатора ТДН-10000/110:

- номинальная мощность S_нт = 10000 кВА;

- ток холостого хода I_хх = 0,4%;

- напряжение короткого замыкания U_кз =10,5%

- потери мощности холостого хода при номинальном напряжении

Р_хх = 10 кВт;



- потери мощности короткого замыкания Р_кз =58 кВт;

- цена =11000 тыс.тг.

3.2.14 Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты

Стоимость двух камер отходящей линии с выключателями

У-110/2000-40 (В1 и В2), устанавливаемых в открытом распределительном устройстве.

К_В = 2· 1025 = 2050 тыс.тг.

Суммарные капитальные затраты составляют

К₂ = К_Л+ К_В = 14115,84+2050 = 16165,84 тыс.тг.

Эксплуатационные расходы

С_Э2 = С_ЭЛ + С_ав,

где С_ав - стоимость отчислений на линиях с выключателями;

С_ав=·К_В = 0,064·2050= 131,2 тыс.тг/год.

С_Э2= 627,708+131,2= 758,908 тыс.тг.

Годовые расчетные затраты

З₂ =С_Э2 + 0,125 · К₂ = 758,91 + 0,125·14115,84 =2523,39 тыс.тг/год.

3.2.15 Технико-экономические показатели трансформаторов связи

Капитальные затраты

Стоимость двух трансформаторов связи типа ТДН - 10000 / 110 при наружной установке

К_Т = 2·11000 = 22000 тыс.тг.

Стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ - 110 кВ

К_кор =2· 830=1660 тыс.тг.

Суммарные капитальные затраты

К_2Т = К_Т + К_кор =22000+1690=23690 тыс.тг.

Приведенные потери электроэнергии в трансформаторах составляют:

кВт·ч/год;

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

=673480•9=6061,33 тыс.тг/год

Стоимость амортизационных отчислений

С_А2Т = С_АТ + С_{АР К}=_т(К_Т + К_кор) = 0,064·22000 =1408 тыс.тг/год

где _т = 6,4% - ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования и распределительных устройств. [6]

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы

С_Э2Т = С_ПТ + С_А2Т = 6061,33 + 1408 = 7469,33 тыс.тг/год

Годовые расчетные затраты

З_2Т = С_Э2Т+0,125·К_2Т = 7469,33 + 0,125·23690 = 10430,58 тыс.тг/год

Суммарные затраты 3 варианта:

З₁₁₀ = З2Т+З2 = 2523,39 +10430,58 = 12953,97 тыс.тг/год

3.3 Выбор рационального напряжения системы внешнего электроснабжения

З₃₅ = 19465,86 тыс.тг/год;

З₁₀= 37523,17 тыс.тг/год;

З₁₁₀ = 12953,97 тыс.тг/год;

На основании минимальных затрат принимаем вариант электроснабжения где U_рац= 110 кВ.



4. РАСЧЕТ СЕТИ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

4.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций

Анализируя величины и размещение электрических нагрузок цехов по территории предприятия и учитывая категории потребителей по степени бесперебойности питания, выбираем 1 схему питания.

Питание цеховых ТП осуществляется на напряжении 10 кВ от ГПП. Схема питания включает 4 ТП, 2 РУ, 1РП

Расчетная нагрузка на шинах низкого напряжения трансформаторов ТП-1 составляет:

Р_р1 = Р_Р1 = 1160,4 кВт;

Q_Р1 = Q_Р1= 1108,3 квар;

Расчетная нагрузка на шинах низкого напряжения трансформаторов ТП-2 составляет:

Р_р2 = Р_Р2 = 2313 кВт;

Q_Р2 = Q_Р2= 1911,07 квар;

Расчетная нагрузка на шинах низкого напряжения трансформаторов ТП-3 составляет:

Р_р3 = Р_Р3 = 1670,6 кВт;

Q_Р3 = Q_Р3= 1279,35 квар;

Расчетная нагрузка на шинах низкого напряжения трансформаторов ТП-4 составляет:

Р_р4 = Р_Р4+ Р_Р5+ Р_Р4'+ Р_О.Т.= 2016,7 кВт;

Q_Р4 = Q_Р4+ Q_Р5+ Q_Р4'+ Q_О.Т. =1910,7 квар;

Полученные данные сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Предварительный выбор мощности трансформаторов ТП

№ по ГП	Потребители	Место расположения	Расчетная нагрузка	Кол. тр-ров	SТР	КЗ	КЗАВ
			РР, кВт	QР, квар	SР, кВА
ТП-1	цех 1	цех 1	1160,4	1108,3	1604,6	2	1600	0,5	1,0
ТП-2	цех 2	цех 2	2313	1911,07	3000,36	2	2500	0,6	1,2
ТП-3	цех 3	цех 3	1670,6	1279,35	2104,19	2	1600	0,65	1,3
ТП-4	цех 4, цех5, осв. терр-ии	цех 4	2090,2	2008,45	2898,7	2	2500	0,58	1,16

4.2 Выбор мощности компенсирующих устройств и окончательный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

Необходимая мощность компенсирующих устройств со стороны низкого напряжения трансформаторов ТП-1

Q_КУ1 = Р_Р·(tg - tg_н) = 1160,4Ч(0,95-0,33) = 719,4 квар

где tg = Q_Р / Р_Р

tg_н = 0,33 - соответствует нормативному значению cos_н = 0,95.

Q_КУ2 = Р_Р·(tg - tg_н) = 2313,87Ч(0,83-0,33) = 1156,5 квар

Q_КУ3 = Р_Р·(tg - tg_н) = 1670,6Ч(0,76-0,33) = 718,3 квар

Q_КУ4 = Р_Р·(tg - tg_н) = 2090,2Ч(0,96-0,33) = 1316,8 квар

Нескомпенсированная реактивная мощность на стороне низкого напряжения трансформаторов ТП-1 составит

Нескомпенсированная реактивная мощность на стороне низкого напряжения трансформаторов ТП-2 составит

Нескомпенсированная реактивная мощность на стороне низкого напряжения трансформаторов ТП-3 составит

Нескомпенсированная реактивная мощность на стороне низкого напряжения трансформаторов ТП-4 составит

Полная расчетная мощность с учетом компенсации определяется

Выбираем к установке в ТП-1 два трансформатора мощностью 1000 кВА

Результаты сводим в таблицу 4.2.

Потери мощности в двух трансформаторах 1000 кВА установленных в ТП-1 составляют

Принимаем к установке два трансформатора типа ТМ-1000/10

ДР_ХХ =1,9 кВт; ДР_КЗ =12,2 кВт; U_КЗ =5,5%; I_ХХ =1,7%

Цена двух трансформаторов 2400 тыс. тг.

Расчёты для остальных ТП аналогичны, результаты сведены в таблицу 4.3.

Таблица 4.2 - Выбор мощности трансформаторов ТП

№ ТП	Расчетная нагрузка	tg?	QКУ, квар	Q'КУ, квар	Полная нагрузка	Кол-во тр-ров	SТР	КЗ	КЗАВ
	РР, кВт	QР, квар				Р, кВт	Q, квар	S, кВА
ТП-1	1160,4	1108,3	0,95	719,4	600	1160,4	508,3	1266,8	2	1000	0,633	1,27
ТП-2	2313	1911,07	0,83	1156,5	1050	2313	861,07	2468	2	2500	0,49	0,99
ТП-3	1670,6	1279,35	0,76	718,3	600	1670,6	679,35	1803	2	1600	0,56	1,12
ТП-4	2090,2	2008,4	0,96	1316,8	1200	2090,2	808	2240	2	1600	0,7	1,4

Таблица 4.3 - Данные трансформаторов ТП

№ ТП	Число и наименование транс-ров	Полная нагрузка S,кВА	ДРХХ , кВт	ДРКЗ, кВт	UКЗ , %	IХХ , %					2ЧДРт, кВт	2ЧДQт, квар	2хКт, тыс.тг.
ТП-1	2ЧТМ-1000	1266,8	1,9	12,2	5,5	1,7	1,27		1,61		43,1	144	2400
ТП-2	2ЧТМ-2500	2468	6,2	23,5	6,5	1	0,99		0,98		58,46	375	7500
ТП-3	2ЧТМ-1600	1803	2,3	16,5	6	0,4	1,12		1,25		45,85	204,8	4500
ТП-4	2ЧТМ-1600	2240	2,3	16,5	6	0,4	1,4		1,96		69,28	204,8	4500

4.3 Определение расчетных нагрузок линий

Линия (Л1) питает ТП-1 от ГПП, расчетная нагрузка линии (Л1) - это расчетная нагрузка со стороны высшего напряжения трансформаторов ТП-1

Расчетный ток в линии

Выбираем расчетные нагрузки для всех линий 10 кВ, данные заносим в таблицу 4.4.



Таблица 4.4 - Токовые нагрузки линий

Линии	Назначение линии	L, км	Р?Р, кВт	Q'Р, квар	tgц	QКУ, квар	Q`ку квар	S'Р, кВА	IР, а
Л-1	ГПП - (РУ-1) ТП-1	0,178	2403,5	2152,3	0,89	1346	1200	2585,3	149,4
Л-2	ГПП - ТП-2	0,08	2371,5	2286,07	0,96	1494	1350	2549,5	147
Л-3	ГПП - ТП-3	0,432	1716,4	1484	0,86	909,7	900	1813,03	104,8
Л-4	ГПП -(РУ-2) ТП-4	0,268	2985,9	2790,5	0,93	1791,5	1500	3252,8	188
Л-5	ТП-4 - РП-1	0,506	995,2	813,2	0,82	-	-	1285,2	74,3

4.4 Выбор выключателей конца питающих линий и линий отходящих от ГПП

Расчетная схема для выбора выключателей соответствует схеме, приведенной на рисунке 4.1 (расчетная точка К2). Схема замещения на рисунке 3.1

Рисунок 4.1 - Схема замещения до точки К2

Х = Х_С + Х_Л + Х_Т1 = 0,8+9,79+63=73,59

Мощность, отключаемая выключателями

S_{р откл} = S_c / х =900 /73,59 = 12,2 МВА

Предварительно выбираем следующие масляные выключатели для В5; В3; В4 - ВММ-10-400-10-У3 (U_н = 10кВ; I_н = 400А; I_{н отк}=10 кА;).

Цена = 150 тыс.тнг.

4.5 Определение сечений кабельных линий распределительной сети

Распределительная сеть 10кВ выполняется трехжильными кабелями с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией, с прокладкой их в траншее и по конструкциям комплекса.

Выбираем сечение линий Л-4 по техническим условиям:

1) по нагреву расчетным током:

расчетный ток нормального режима работы равен

Выбираем сечение S_н = 70 мм² и проверяем его по условию послеаварийного режима работы.

Условия проверки кабеля по нагреву расчетным током:

94 A <165A

188 A <165Ч1,3 = 214,5 A

где k - поправочный коэффициент на число прокладываемых в земле кабелей.

2) по условию механической прочности

S_н = 70 мм² >16 мм²;

3) по допустимой потере напряжения

= 780 м;

L_доп=·U_доп(I_доп/I_р) > L

L=0,78•5•(165/94) = 6,8 км > 0,268 км

4) проверка сечения кабеля на термическую устойчивость.

Рисунок 4.2 - Схема замещения для проверки на термическую стойкость

Х = Х_С + Х_Л + Х_Т1 +Х_КЛ = 0,8+9,79+63+0,2 = 73,79

где б=12 для проводников из алюминия

Таблица 4.9 - Сечения кабельных линий

№ Линии	Iр, А	Iр ав, А	S, мм2	Iдоп, А	Iдоп ав, А
Л-1	74,4	149,4	50	140	182
Л-2	73,68	147,4	50	140	182
Л-3	52,4	104,7	50	140	182
Л-4	94	188	70	165	214,5
Л-5	977,5	1955	4185	1960	2548

Выбор предохранителей

U_c =10 кВ

Выбираем предохранители ПКТ 104-10-200-12,5 УЗ

= 200 А , = 12,5 кА

Выбор автоматических выключателей

Выбираем автоматический выключатель серии ВА 6735 180А

Таблица 4.10 - Выбор автоматических выключателей

Iрmax, А	Iном, А
94	180	0,92

Выбор электромагнитного расцепителя:

I _уст 1,25• I_рmax, 180 А 117,5А



Выбор теплового расцепителя:

I_расщ I_рmax, 180 А 94А

Проверка значения коэфициента при защите сетей автоматическими выключателями:

что соответствует требованиям ПУЭ.

Выбираем сечение линий Л-3 по техническим условиям:

1) по нагреву расчетным током:

расчетный ток нормального режима работы равен

Выбираем сечение S_н = 35 мм² и проверяем его по условию послеаварийного режима работы.

Условия проверки кабеля по нагреву расчетным током:

52,4 A < 140A

104,8 A < 140Ч1,3 = 182 A



где k - поправочный коэффициент на число прокладываемых в земле кабелей.

3) по условию механической прочности

S_н = 50 мм² >16 мм²;

3) по допустимой потере напряжения

= 660 м;

L_доп=·U_доп(I_доп/I_р) > L

L=0,66•5•(140/52,4) = 8,8 км > 0,432 км

5) проверка сечения кабеля на термическую устойчивость.

Рисунок 4.3 - Схема замещения для проверки на термическую стойкость

Х = Х_С + Х_Л + Х_Т1 +Х_КЛ = 0,8+9,79+63+0,349 = 73,9

где б=12 для проводников из алюминия

Выбор предохранителей

U_c =10 кВ

Выбираем предохранители ПКТ 104-10-200-12,5

= 200 А , = 12,5 кА

Выбор автоматических выключателей

Выбираем автоматический выключатель серии IEK ВА88-33 3P 160А

Таблица 4.7 - Выбор автоматических выключателей

Iр, А	Iном, А
52,4	160	0,88

Выбор электромагнитного расцепителя:

I _уст 1,25• I_р, 160 А 65,5 А

Выбор теплового расцепителя:

I_расщ I_р, 160 А > 104,7 А

Проверка значения коэфициента при защите сетей автоматическими выключателями:

что соответствует требованиям ПУЭ.

Выбираем сечение линий Л-5 по техническим условиям:

1) по нагреву расчетным током:

расчетный ток нормального режима работы равен

Выбираем сечение S_н = 4 185 мм² и проверяем его по условию послеаварийного режима работы.

Условия проверки кабеля по нагреву расчетным током:

977,5 A <1960A

1955 A <1960Ч1,3 = 2548 A

где k - поправочный коэффициент на число прокладываемых в земле кабелей.

4) по условию механической прочности

S_н = 185 мм² >16 мм²;

3) по допустимой потере напряжения

= 92 м;

L_доп=·U_доп(I_доп/I_р) > L

L=0,092•5•(1960/977,5) = 0,92 км > 0,506 км

6) проверка сечения кабеля на термическую устойчивость.

Рисунок 4.3 - Схема замещения для проверки на термическую стойкость

Х = Х_С + Х_Л + Х_Т1 +Х_КЛ = 0,8+9,79+63+70,7 = 144,3

где б=12 для проводников из алюминия

Выбор автоматических выключателей

Выбираем автоматический выключатель серии ВА-5543 2000А

Таблица 4.7 - Выбор автоматических выключателей

Iр, А	Iном, А
977,5	2000	0,98

Выбор электромагнитного расцепителя:



I _уст 1,25• I_р, 2000 А 1221,8 А

Выбор теплового расцепителя:

I_расщ I_р, 2000 А > 1955 А

Проверка значения коэфициента при защите сетей автоматическими выключателями:

что соответствует требованиям ПУЭ.

4.6 Определение технико-экономических показателей по вариантам

Приведенные потери электроэнергии в трансформаторах составляют

, кВт·ч/год

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

= 386268•9 = 3476,4 тыс.тг/год

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы

С_ЭТ = С_ПТ + С_АТ =3476,4 +1210= 4686,4 тыс.тг/год



Годовые расчетные затраты

З_Т = С_ЭТ + 0,125·К_Т = 4686,4 + 0,125 • 18900 = 7230,9 тыс.тг/год

З_В=С_АВ+0,125·К_В = 38,4+0,125 • 600 = 113,4 тыс.тг/год

Суммарные затраты

З = З_Л + З_В + З_Т = 26029+113,4+7230,9= 33373,3 тыс.тг/год

Таблица 4.10 - Наименование затрат

Линии	S мм2	Сэл тыс. тнг/год	Кл тыс. тнг.	Зл,тыс. тнг/год	Тип выкл.	Кв тыс.тнг	Сав тыс тнг/год	Число и наименование	Кт тыс.тнг	Сат тыс. тнг/год	?Эат, кВт/год
Л1	50	1515,78	187,46	1539,2	ВММ-10-400-10У3	150	9,6	2ЧТМ-1000	2400	154	66569
Л2	50	408,3	84,25	418,79		150	9,6	2ЧТМ-2500	7500	480	148244
Л3	50	2248,89	454,98	2305,77		150	9,6	2ЧТМ-1600	4500	288	76020
Л4	70	4216,92	319,67	4256,88		150	9,6	2ЧТМ-1600	4500	288	95435
Л5	4185	16692	6541	17509		-	-	-	-	-	-
итого		25082	7587,36	26029		600	38,4		18900	1210	386268

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения курсового проекта был произведен расчет проектируемой системы электроснабжения завода по производству крупы. В результате вышеизложенных расчетов, в качестве варианта внешнего электроснабжения принимаем вариант напряжением 110 кВ, как имеющий лучшие технико-экономические показатели.

Питающая линия выполнена проводом марки АС сечением 120 мм².

Главная понизительная двухтрансформаторная подстанция напряжением 110/10 кВ выполнена по упрощенной схеме без выключателей на стороне высшего напряжения с применением разъединителей РДЗ-1-110/1000 НУХЛ1, отделителей ОД - 110/600 и короткозамыкателей КЗ - 110, на ГПП установлены силовые трансформаторы ТДН -10000 / 110.

Внутризаводское электроснабжение осуществлено на напряжении 10 кВ. Для системы внутризаводского электроснабжения выбрана смешанная схема. Распределительная сеть выполнена кабелями марки ААБ и СБ сечением 16, 50,70 и 4 мм², проложенными в траншеях.

В качестве источников питания цеховых потребителей применяются трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ с трансформаторами ТМ-1000, ТМ-1600 и ТМ-2500.

На заводе основные потребители (цех 1, 2, 4) относятся к первой категории.

Генплан завода с картограммой нагрузок, размещением ГПП, ТП, РП, РУ, а также кабельных трасс на территории завода приведен на листе 1 графической части. Электрическая принципиальная схема внутризаводского электроснабжения - на листе 2 графической части.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Правила устройства электроустановок. - Астана, 2013.

2. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. - М., 2006

3. Сибикин Ю.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. - М., 2007

4. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - Алмата, 2013.

5. Герасимов В.Г. Электротехнический справочник. - М., 2004

6. Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

7. Сравочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под редакцией Фёдорова А., М., "Энергия",1986 г., книга 2

8. Сравочник по электроснабжению промышленных предприятий /Под редакцией Фёдорова А., М., "Энергия",1986 г., книга 1.

9. http://perm.pulscen.ru

10. http://www.alba.energoportal.ru

11. http://ekb.energoportal.ru

12. http://www.axistrans.com

13. http://www.etk-oniks.ru

14. http://uraltransformator.blizko.ru

15. http://gisprofi.com

16. http://www.avtomats.com.ua

17. http://www.elpri.ru

18. http://www.websor.ru

19. http://anp.prom.ua

Размещено на Allbest.ru