Рациональная схема электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

БУХАРСКИЙ ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ВЫСОКИХ ТЕХНОЛОГИЙ

КАФЕДРА: "Электроэнергетические системы и их управление"

По предмету: "ММО и АСУЭС и ЭС"

Рациональная схема электроснабжения

Выполнил:

Комилов С.

БУХАРА

2012



Содержание

Введение

1. Исходные данные расчета

1.1 Расчет электрических нагрузок

1.2 Картограмма электрических нагрузок

1.3 Расчет внешнего электроснабжения

1.4 Выбор главной понизительной подстанции завода

2. Система внутризаводского электроснабжения

3. Расчет кабельных линий

4. II-вариант системы электроснабжения завода

5. Сравнение вариантов

Заключение

Литература



Введение

И.А. Каримов цитирует: Мы не сможем достигнуть высоких целей по модернизации страны, если не обеспечим четкой и глубокой взаимосвязи процессов реформирования экономики и социальной сферы с постоянным обновлением общественно-политической и судебно-правовой системы.

Началом к модернизации и технического перевооружению, является решение одной из важнейших проблем развития промышленности, повышение эффективности использования и экономия энергоресурсов, в связи с их удорожанием. Один из основных способов решения проблемы является использование рациональной схемы электроснабжения. Одна из основных задач курсового проекта является определение оптимальной схемы электроснабжения промышленного предприятия. При этом в курсовом проекте рассматриваются два варианта системы электроснабжения, и на основе технико-экономических сравнений, определяется рациональная схема электроснабжения предприятия.

Курсовой проект, также предусматривает решение комплексной задачи. Здесь рассматриваются вопросы по выбору линий высокого и низкого напряжения, расчет и выбор подстанций различного уровня электроснабжения. При вышесказанных решений этих задач учитывается категория потребителей, нормативные показатели таких как, потери напряжения или нормативный коэффициент мощности. Таким образом, рассматриваются все вопросы по электроснабжению промышленных предприятий. экономия энергоресурс электрический нагрузка

1. Исходные данные расчета

По справочнику определяем коэффициент спроса цехов и cosц. Исходные данные расчета занесены в таблицу №1.

Таблица №1.

№	НАИМЕНОВАНИЕ ЦЕХОВ	Pуст кBт	Kс -	Cosц
1	Административное здание	150	0,6	0,74
2	Цех радиотехники	350	0,75	0,84
3	Телевизорный цех	450	0,6	0,87
4	Сборочный цех	680	0,65	0,88
5	Цех измерительных приборов	570	0,72	0,86
6	Центральная лаборатория	280	0,5	0,76
7	Склад готовой продукции	250	0,62	0,78
8	Испытательный цех	200	0,56	0,73

1.1 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок производим по методу коэффициента спроса.

Расчет нагрузок 1-цеха

Силовая активная нагрузка 1-цеха.

Р_рас=Р_уст?К_с = 150•0,74 =90 кBт

Силовая реактивная нагрузка 1-цеха

Q_рас=P_рас •tg ц =90•0,91 =81,8 кBap

Активная нагрузка освещения.

P_ос=F•P_o/1000 = 1390 •20/1000 =27,2 кBт

где F , Po -площадь и удельная мощность освещения

Реактивная мощность освещения.

Q_ос=P_ос •tg ц = 27,2 • 0,95 = 25,84 кBap

Суммарная активная нагрузка 1-цеха

P_У=P_рас+P_ос = 90+27,2 = 117,2 кВт

Суммарная peактивная нагрузка 1-цеха

Q_У=Q_рас+Q_ос =81,8+25,84 = 107,64 кВар

Полная мощность 1-цеха

v 117,2²+107,64² = 159,13 кBA

Расчеты для остальных цехов выполняются аналогично, поэтому подробный расчет не приводится, а только результаты в виде таблицы

РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ТАБЛИЦА № 2

№	Наименование цехов	Pyс кBт	Kc -	Cosц	Pрас кВт	QраскВар	Р0 Вт	F кв.м	Pос кВт	Qос квар	PУрас кВт	QУрас кВар	Sрас кВА
1.	Административное здание	150	0,6	0,74	90,0	81,8	20	1360	27,20	25,84	117,20	107,64	159,13
2.	Цех радиотехники	350	0,75	0,84	262,5	169,6	20	880	17,60	16,72	280,10	186,28	336,39
3.	Телевизорный цех	450	0,6	0,87	270,0	153,0	19	528	10,03	9,53	280,03	162,55	323,79
4.	Сборочный цех	680	0,65	0,88	442,0	238,6	18	960	17,28	16,42	459,28	254,98	525,31
5.	Цех измерительных приборов	570	0,72	0,86	410,4	243,5	18	960	17,28	16,42	427,68	259,93	500,48
6.	Центральная лаборатория	280	0,5	0,76	140,0	119,7	22	640	14,08	13,38	154,08	133,10	203,61
7.	Склад готовой продукции	250	0,62	0,78	155,0	124,4	10	880	8,80	8,36	163,80	132,71	210,82
8.	Испытательный цех	200	0,56	0,73	112,0	104,9	14	880	12,32	11,70	124,32	116,56	170,42
	Всего	2930			1881,9	1235,4					2006,49	1353,76	2429,9

Общая мощность предприятия

P_У = 2006,49 кВт Q_У = 1353,76 кВар S_Урас=2429,9 кВА

Потери мощности в трансформаторах

ДPтр= S_Урас •0,02 =2429,9• 0,02 = 48,6 кBт

Потери реактивной мощности в трансформаторах

ДQтр= S_Урас •0,1 = 2429,9 • 0,1 =242,99 кBт

Компенсируемая реактивная мощность

2006,49 •(0,78 - 0,33) = 896,85 кBap

где tg ц_ест и tg ц_н - естественный и нормативный коэффициенты мощности

Общая мощность предприятия после компенсации

v2006,49 ² + (1353,76 - 896,85)² =2125,1 кBA

1.2 Картограмма электрических нагрузок

Графическое выражение электрических нагрузок на генплане предприятия называется картограммой электрических нагрузок. При этом электрическая нагрузка цехов выражается кругами, центр, которого соответствует геометрическому центру данного цеха. Сектор в круге характеризует мощности расходуемой на освещения цеха. Для составления картограммы на генплан предприятия вводится системы координаты. Картограмма электрических нагрузок составляется для определения центра электрических нагрузок. Сначала, расчетная мощность каждого цеха умножается на координаты данного цеха. В примере 1-цеха рассмотрим составление картограммы.

Расчетную мощность 1-цеха умножаем на координаты 1-цеха

P_x1=P₁•X₁=117,2 •166 = 19455 кBт• м

P_у1=P₁•У₁= 117,2 • 52 = 6094 кBт• м

Определяем угол освещения - б по следующей формуле

Определяем радиус круга по следующей формуле

Расчеты для остальных цехов выполняются аналогично, поэтому подробный расчет не приводится. Результаты расчетов показаны в таблице №3

№	Наименование цехов	X м	Y м	P•Х кВт•м	P•Y кВт•м	б град	Rм
1.	Административное здание	166	52	19455	6094	83,55	6,1
2.	Цех радиотехники	128	84	35853	23528	22,62	9,4
3.	Телевизорный цех	126	32	35284	8961	12,90	9,4
4.	Сборочный цех	78	76	35824	34905	13,54	12,1
5.	Цех измерительных приборов	76	30	32504	12830	14,55	11,7
6.	Центральная лаборатория	66	114	10169	17565	32,90	7,0
7.	Склад готовой продукции	26	102	4259	16708	19,34	7,2
8.	Испытательный цех	26	40	3232	4973	35,68	6,3
	Всего			176580	125565

Определяем координаты центра электрических нагрузок

1.3 Расчет внешнего электроснабжения

Система внешнего электроснабжения включает в себя главную понизительную подстанцию предприятия или главную распределительную подстанцию, а также линии электропередачи, связывающие с энергосистемой. Расчет внешнего электроснабжения начинается с выбором ЛЭП

Расчетный ток ЛЭП

I_рас=S_рас /(n?·U_н )= 2125,1/(2•1,73• 110)=5,58 A

Аварийный ток ЛЭП

I_ав=S_рас /(·U_н )= 2125,1/(1,73• 110)= 11,2 A

Паспортные параметры выбранной ЛЭП

Тип АС-3х 70; Iдд=265 A; Ro=0,45 oм/км; Xo=0,4 oм/км; Ko = 40,8 млн. сум

Потери напряжения в ЛЭП

=1,73•5,58•(0,45•0,94+0,4•0,329) • 14 = 75,27 B

ДU% =(ДU_л/U_н)•100% =(75,27/ 110000)•100% = 0,07 %

Потери мощности ЛЭП

=3•5,58²•0,45•28•10^-3 = 1,18 кBт

Расчет технико-экономических показателей ЛЭП

Потери энергии в ЛЭП

ДA_л= ДP_л•ф = 1,18•4622 = 5433,7 кВт• час

Амортизационные отчисления ЛЭП

571,2•0,023 = 13,14 млн. сум

ца=0,023;

Отчисление на текущий ремонт и обслуживание

U_тр=K_лэп•ц_тр = 571,2•0,004 = 2,28 млн. сум

Где,

ц_ТР=0,004; отчисление на текущий ремонт и на обслуживание.

Стоимость потерь ЛЭП

1,18 •200000 +5433,7 •100 =0,78 млн сум

Где, б-основная ставка для оплаты за заявленную мощность электроэнергии, на текущий год б=200000 сум/кВт. в-дополнительная ставка, за использованную электроэнергию в=100 сум/кВт•час

Годовые издержки ЛЭП

U = Ua + Uтр + ДUпот = 13,14+2,28+0,78 =16,2 млн сум

Приведенные затраты

ЛЭП

3_лэп = U + K_лэп•0,12 = 16,2 +0,12•571,2= 84,74 млн сум

1.4 Выбор главной понизительной подстанции завода

Коэффициент загрузки трансформатора

2429,9/(2•1600)=0,76

Коэффициент загрузки трансформатора в пределах нормативного.

Следовательно, выбираем трансформатор 2хТДН 1600/110/10

ДР_к= 85 кВт, ДР_хх= 21 кВт, I_хх=0,85%, U_к-= 10,5%, К= 184 млн.с

Потери мощности в трансформаторах

=2• (85•0,76² +21) = 140,03 кВт

Потери энергии трансформатора.

=2• (85•0,76² •4622 + 21•8760) =821 МВт

Расчет технико-экономических показателей ГПП.

Стоимость потерь энергии трансформаторов.

= 140,03•200000 +820993,4 •100 = 110,10 млн. сум

Амортизационное отчисление ГПП

ца=0,064;

Uа=K_гпп•ца =184•0,064 = 11,8 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

ц_тр=0,04

U_тр=K_грп•ц_тр= 184•0,04 = 7,36 млн сум

Годовые издержки ГПП

U = Ua + Uтр + ДUп = 11,8+7,36+110,10 = 129,24 млн сум

Приведенные годовые затраты ГПП

3 = U + K_грп•0,12 = 129,24 +0,12• 184 =151,3 млн. сум

Технико-экономические показатели внешнего электроснабжения 4-таблица

Наименование оборудов	K млн.сум	Ua млн.сум	Uтр млн сумм	ДUп млн сум	U млн сум	3 млн сум
ГПП	184	11,78	7,36	110,10	129,24	151,32
ЛЭП	571,2	13,14	2,28	0,78	16,20	84,74
Итого	755,2	24,91	9,64	110,88	145,44	236,07



2. Система внутризаводского электроснабжения

Система внутреннего электроснабжения включает в себя электрические сети находящейся на территории завода, включая цеховые подстанции.

Система внутреннего электроснабжения предлагается в двух вариантах. В первом варианте сгруппируем нагрузки цехов следующем образом:

ТП	Цех
ТП 1	1,2,3
ТП 2	4,6
ТП 3	5,7,8

Нагрузка трансформатора.

P_тп1= Р₁+ Р₂+Р₃ = 677,3 кВт;

Q_тп1= Q₁+ Q₂+ Q₃ = 456,5 кВар;

Компенсируем реактивную мощность подстанции до нормативного значения

Компенсируемая реактивная мощность

=677,3 • (0,67 - 0,33) = 232,9 кВар

Выбираем комплект компенсирующих устройств с мощностью 160 кВар, тип 1xККУ-0,38-III и 80 кВар, 1xККУ-0,38-I

Расчет полной мощности подстанции после компенсации.

v677,3²+(456,5-232,9)²=713,3 кВА

Коэффициент загрузки трансформатора

713/(2•400)=0,89

Коэффициент загрузки трансформатора в пределах нормативного.

Поэтому окончательно выбираем мощность трансформатора.

Потери мощности в трансформаторах

=2• (5,5•0,89² +0,92) = 10,58 кВт

Потери энергии трансформатора.

=2• (5,5•0,89² •4622 + 0,92•8760) =56,53 МВт

Таблица №10

№ T П	Число и тип трансформатор	Pтп кВт	QтпкВap	SтпкBA	в-	ДPккВт	ДPхкВт	Uк%	Iх%	Kмлн.c
TП-1	2XTM-400/10	677,3	456,5	713,3	0,89	5,50	0,92	4,50	2,10	62,70
TП-2	2XTM-400/10	613,4	388,1	645,9	0,81	5,50	0,92	4,50	2,10	62,70
ТП-3	2XTM-400/10	715,8	509,2	753,8	0,94	5,50	0,92	4,50	2,10	62,70

Таблица №11

№ TП	Число и тип трансформатор	Qкy кBap	Тип компенс устройства	ДPтр кВт	Атр МВт•ч
TП-1	2XTM-400/10	232,9	1x80 кВар ККУ-0,38-Iи 1х160 кВар, ККУ-0,38-III	10,58	56,53
TП-2	2XTM-400/10	185,7	1х160 кВар, ККУ-0,38-III	9,01	49,26
ТП-3	2XTM-400/10	273,0	KKУ-0,38-V 1x280 кBap	11,61	61,25

Технико-экономические показатели цеховых подстанций.

Общие потери мощности подстанций ДР_тр= 31,2 кВт

Общие потери энергии подстанций ДА_тр=167 МВт•час

Стоимость потерь энергии трансформаторов.

= 31,2•200000 +167050•100 =22,94 млн. сум

Амортизационные отчисления подстанций

=188,10•0,064=12 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и обслуживание

=188,10 •0,04=7,52 млн. сум

Годовые издержки подстанций

U =U_a+U_тр+ДU_п=12+7,52+ 22,94 = 42,5 млн. сум

Приведенные годовые затраты цеховых подстанций

З_пс=К_пс•Е_н + U =188,10•0,12 +42,5 = 65,1 млн сум



3. Расчет кабельных линий

Выбор кабельных линий осуществляем по нагреву, т.е. по длительному допустимому току кабеля. Для этого определяется максимальный рабочий ток кабеля и сопоставляется с длительно-допустимым током выбранного кабеля. Если расчетный аварийный ток кабеля меньше чем длительно-допустимый ток кабеля, принимается выбранный кабель. Максимальным расчетным током принимается аварийный ток кабеля. На каждой кабельной линии принимаем два параллельных кабеля. Расчетный аварийным током принимается ток кабеля тогда, когда нагрузка кабеля протекает через только один из параллельных кабелей. В первом варианте в основном принимаем радиальные линии, т.е. цеховые подстанции питается непосредственно от ГРП. Распределительные пункты цехов от цеховых подстанций. В первом варианте 3 ТП, соответственно 3 высоковольтных кабельных линий и 5 низковольтных кабельных линий. От 1-КЛ питается 2,3,8 цеха, соответственно нагрузка КЛ-1 будет равна нагрузке 2,3,8 цехов, т.е. S_кл1 = S ₂+S₃ +S_8.Определяем расчетные токи кабелей.

Расчетный ток 1 -кабеля.

I_рас=S_рас /(n?·U_н )= 713,3/(2•1,73• 10)= 20,6 A

Расчет аварийного тока 1 -кабеля.

I_ав=S_рас /(·U_н )= 713,3/(1,73• 10) = 41,2 A

Паспортные параметры кабельной линии.

Тип-2хАСБ 3х50; Iдд=140 А Ro=0,62 ом/км Xo=0,09 ом/км

Стоимость 1 км кабельной линии

Ко= 20,58 млн.сум/км

Потери мощности 1 -кабельной линии

=3• 20,6²•0,62•0,112=0,088 кВт

Потери напряжения кабеля.

=

=1,73• 20,6 • (0,62 • 0,95+0,09•0,313) • 0,056= 1,23 B;

=( 1,23 / 10000)•100%=0,012%

Расчеты остальных кабельных линий выполняются аналогично, результаты расчетов занесены в таблицу №12

N	НомерКЛ	Потребители кабелей	Uном B	Pкл кВт	Qкл кВар	Sкл кВА	Iрас А	Iав А
1	КЛ-1	ГПП-ТП1	10000	677,3	456,5	713,3	20,6	41,2
2	КЛ-2	ГПП-ТП2	10000	613,4	388,1	645,9	18,6	37,3
3	KЛ- 3	ГПП-ТП3	10000	715,8	509,2	753,8	21,8	43,5
4	KЛ- 4	ТП1-РП1	400	117,2	107,6	159,1	114,8	229,7
5	KЛ 5	ТП1-РП2	400	280,1	186,3	336,4	121,4	242,8
6	KЛ- 6	ТП2-РП3	400	154,1	133,1	203,6	146,9	293,9
7	KЛ- 7	ТП3-РП4	400	163,8	132,7	210,8	152,1	304,3
8	KЛ- 8	ТП3-РП5	400	124,3	116,6	170,4	123,0	246,0

Результаты расчетов по выбору КЛ и расчет потерь КЛ занесены в таблицу №13

№ КЛ	Потребители кабелей	Iaв А	Iдд А	Тип и сечение кабеля	Ro Ом/км	Хо Ом/км	L км	Ko млн. сум	?Pл кВт	?U%
КЛ-1	ГПП-ТП1	41,2	140	2хАСБ-3х50	0,62	0,09	0,056	20,58	0,088	0,012
КЛ-2	ГПП-ТП2	37,3	140	2хАСБ-3х50	0,62	0,09	0,006	20,58	0,008	0,001
KЛ- 3	ГПП-ТП3	43,5	140	2хАСБ-3х50	0,62	0,09	0,04	20,58	0,07	0,009
KЛ- 4	ТП1-РП1	229,7	240	2хАВВГ-3х95+1х50	0,326	0,06	0,07	11,263	1,806	0,977
KЛ 5	ТП1-РП2	242,8	270	4хАВВГ-3х120+1х70	0,258	0,06	0,044	27,924	2,007	0,574
KЛ- 6	ТП2-РП3	293,9	305	2хАВВГ-3х150+1х70	0,206	0,06	0,068	17,3472	1,815	0,84
KЛ- 7	ТП3-РП4	304,3	305	2хАВВГ-3х150+1х70	0,206	0,06	0,104	17,3472	2,975	1,355
KЛ- 8	ТП3-РП5	246,0	270	2хАВВГ-3х120+1х70	0,258	0,06	0,056	13,962	1,311	0,684

Технико-экономические показатели кабельных линий

Общие потери мощности кабельных линий

ДPкл = 10,08 кВт

Потери энергии кабельных линий.

ДAкл=ДPкл•ф =10,08 •4622= 46,594 МВт•час

Стоимость потерь энергии в кабельных линиях

= 10,08•200000 +46594 •100 = 6,676 млн. сум

Амортизационные отчисления кабельных линий

7,88 •0,023=0,181 млн.сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

7,88•0,004= 0,032 млн.сум

Годовые издержки кабельных линий.

U=ДUп+Uа+Uтр=6,676+0,181 +0,032= 6,89 млн.сум

Приведенные годовые затраты кабельных линий

З_кл=К_кл•Е_н+U =7,88•0,12 +6,89 = 7,834 млн.сум

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ 1-ВАРИАНТА

Наимен. оборуд	K млн.сум	ДPп кВт	Ua млн.сум	Uтр млн сум	ДUп млн сум	U млн сум	3 млн сум
ТП	188,1	31,20	12,04	7,52	22,94	42,51	65,08
КЛ	7,88	10,08	0,18	0,03	6,68	6,89	7,83
ИТОГО	196,0	41,28	12,22	7,56	29,62	49,40	72,91



4. II-вариант системы электроснабжения завода

Во втором варианте системы электроснабжения предлагается следующая схема:

ТП	Цех
ТП 1	1,2,3,5
ТП 2	4,6,7,8

Нагрузка трансформатора.

P_тп1= Р₁+ Р₂+ Р₃ + Р₅ = 1105 кВт;

Q_тп1= Q₁+ Q₂ + Q₃ + Q₅= 716,4 кВар;

Компенсируем реактивную мощность подстанции до нормативного значения

Компенсируемая реактивная мощность

= 1105 • (0,65 - 0,33) = 351,7 кВар

Выбираем комплект компенсирующих устройств с мощностью 280 кВар, тип ККУ-0,38-V и 80 кВар, тип ККУ-0,38-I

Расчет полной мощности подстанции после компенсации.

v1105²+(716,4 - 351,7)²=1163,6 кВА

Коэффициент загрузки трансформатора

1163,6/(2•630)=0,92

Коэффициент загрузки трансформатора в пределах нормативного.

Поэтому окончательно выбираем мощность трансформатора.

Потери мощности в трансформаторах

=2• (7,6•0,92² +1,42) = 15,8 кВт

Потери энергии трансформатора.

=2• (7,6•0,92² •4622 + 1,42•8760) =84,8 МВт

Таблица №10

№ T П	Число и тип трансформатор	Pтп кВт	Qтп кВap	Sтп кBA	в -	ДPк кВт	ДPх кВт	Uк %	Iх %	K млн.c
TП-1	2XTM-630/10	1105,0	716,4	1163,6	0,92	7,6	1,42	5,5	2	93
TП-2	2XTM-630/10	901,5	637,4	949,3	0,75	7,6	1,42	5,5	2	93

Таблица №11

№ TП	Число и тип трансформатор	Qкy кBap	Тип компенс устройства	ДPп кВт	Атр МВт•ч
TП-1	2XTM-630/10	351,7	ККУ-0,38-I 1x80 кBap, ККУ-0,38-V 1x280 кBap	15,8	84,80
TП-2	2XTM-630/10	339,9	KKУ-0,38-I 1x80 кBap, KKУ-0,38-V 1x280 кBap	11,5	64,76

Технико-экономические показатели цеховых подстанций.

Общие потери мощности подстанций ДР_тр= 27,27 кВт

Общие потери энергии подстанций ДА_тр=149,6 МВт•час

Стоимость потерь энергии трансформаторов.

= 27,27•200000 + 149600•100 =20,4 млн. сум

Амортизационные отчисления подстанций

=186•0,064=11,9 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и обслуживание

=186 •0,04=7,44 млн. сум

Годовые издержки подстанций

U =U_a+U_тр+ДU_п=11,9+7,44+20,4 =39,75 млн. сум

Приведенные годовые затраты цеховых подстанций

З_пс=К_пс•Е_н + U =186•0,12 +39,75 =62,07 млн сум

Расчет кабельных линий

Расчетный ток 1 -кабеля.

I_рас=S_рас /(n?·U_н )= 1105/(2•1,73• 10)= 33,6 A

Расчет аварийного тока 1 -кабеля.

I_ав=S_рас /(·U_н )= 1105/(1,73• 10) = 67,2 A

Паспортные параметры кабельной линии. Тип-2хАСБ 3х50; Iдд=140 А Ro=0,62 ом/км Xo=0,09 ом/км Стоимость 1 км кабельной линии Ко= 20,58 млн.сум/км

Потери мощности 1 -кабельной линии

=3• 33,6²•0,62•0,088=0,18 кВт

Потери напряжения кабеля.

=

=1,73• 33,6 • (0,62 • 0,95+0,09•0,313) • 0,044= 1,58 B;

=( 1,58 / 10000)•100%=0,02 %

Расчеты остальных кабельных линий выполняются аналогично, результаты расчетов занесены в таблицу №12

N	Номер КЛ	Потребители кабелей	Uном B	Pкл кВт	Qкл кВар	Sкл кВА	Iрас А	Iав А
1	КЛ-1	ГПП-ТП1	10000	1105,01	716,4	1164	33,6	67,2
2	КЛ-2	ГПП-ТП2	10000	901,48	637,36	949	27,4	54,8
3	KЛ- 3	ТП1-РП1	400	117,20	107,64	159,1	114,8	230
4	KЛ- 4	ТП1-РП2	400	280,03	162,55	323,8	116,8	234
5	KЛ 5	ТП1-РП3	400	280,10	186,28	336,4	121,4	243
6	KЛ- 6	ТП2-РП4	400	154,08	133,10	203,6	147	294
7	KЛ- 7	ТП2-РП5	400	163,80	132,71	210,8	152,1	304
8	KЛ- 8	ТП2-РП6	400	124,32	116,56	170,4	123,0	246

Результаты расчетов по выбору КЛ и расчет потерь КЛ занесены в таблицу №13

№	Потребители кабелей	Iaв А	Iдд А	Тип и сечение кабеля	Ro Ом/км	Хо Ом/км	L Км	Ko млн. сум	Kл млн. сум	?Pл кВт	?U%
1	ГПП-ТП1	67,2	140	2хАСБ-3х50	0,62	0,09	0,044	20,58	0,91	0,18	0,02
2	ГПП-ТП2	54,8	140	2хАСБ-3х50	0,62	0,09	0,06	20,58	1,23	0,17	0,018
3	ТП1-РП1	230	240	2хАВВГ-3х95+1х50	0,326	0,06	0,11	11,26	1,24	2,84	1,54
4	ТП1-РП2	234	240	2хАВВГ-3х95+1х50	0,326	0,06	0,062	22,53	1,40	3,31	0,98
5	ТП1-РП3	243	270	2хАВВГ-3х120+1х70	0,258	0,06	0,096	27,92	2,68	4,38	1,25
6	ТП2-РП4	294	305	2хАВВГ-3х150+1х70	0,206	0,06	0,04	17,35	0,69	1,07	0,50
7	ТП2-РП5	304	305	2хАВВГ-3х150+1х70	0,206	0,06	0,056	17,35	0,97	1,60	0,73
8	ТП2-РП6	246	270	2хАВВГ-3х120+1х70	0,258	0,06	0,08	13,96	1,12	1,87	0,98

Технико-экономические показатели кабельных линий Общие потери мощности кабельных линий ДPкл = 15,42 кВт

Потери энергии кабельных линий.

ДAкл=ДPкл•ф = 15,42 •4622= 71285 кВт•час

Стоимость потерь энергии в кабельных линиях

= 15,42•200000 +71285•100 = 10,213 млн. сум

Амортизационные отчисления кабельных линий

10,2•0,023=0,235 млн.сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

10,2•0,004= 0,041 млн.сум

Годовые издержки кабельных линий.

U=ДUп+Uа+Uтр = 10,213+0,235+0,0412 = 10,49 млн.сум

Приведенные годовые затраты кабельных линий

З_кл=К_кл•Е_н+U =10,2•0,12 +10,49= 11,72 млн.сум

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ 2-ВАРИАНТА

Наимен. оборуд	K млн.сум	ДPп кВт	Ua млн.сум	Uтр млн сум	ДUп млн сум	U млн сум	3 млн сум
ТП	186	27,27	11,9	7,44	20,41	39,75	62,074
КЛ	10,24	15,4	0,24	0,04	10,21	10,490	11,718
ИТОГО	196,24	42,69	12,14	7,48	30,62	50,24	73,79



5. Сравнение вариантов

На основе технико-экономических показателей выбираем наиболее экономичный вариант электроснабжения. Для этого составляем следующую таблицу.

Номер варианта	K млн.сум	ДPп кВт	Ua млн.сум	Uтр млн сум	ДUп млн сум	U млн сум	3 млн сум
1-вариант	195,98	41,28	12,22	7,56	29,62	49,40	72,91
2-вариант	196,24	42,69	12,14	7,48	30,62	50,24	73,79

Технико-экономические показатели обоих вариантов показали, что 1вариант дешевле 2 варианта на 0,26 млн сум. Поэтому для электроснабжения завода выбираем схему 1 го варианта.



Заключение

В связи с ростом мощности электростанций необходима модернизация всех промышленных предприятий, в чем и заключалась данный курсовой проект. В курсовой работе спроектирована система электроснабжения завода измерительных приборов. Электрические нагрузки рассчитаны по методу коэффициенту спроса. Для определения месторасположения главной распределительной подстанции построена картограмма электрических нагрузок. В выпускной квалификационной работе рассмотрена система электроснабжения в двух ступенях: система внешнего электроснабжения и система внутреннего электроснабжения. Внутреннее электроснабжения завода выполнено в двух вариантах. На основе технико-экономических сравнений выбрана схема рационального модернизированного электроснабжения. Стоимость электрооборудования рассчитано по нынешним ценам.

Трансформаторные подстанции выбраны в соответствии с категориями потребителей. Кабельные линии выбраны по нагреву, т.е. по длительно допустимому току кабеля. Для обеспечения надежности системы электроснабжения во всех подстанциях трансформаторы работают параллельно, т.е. на каждой подстанции установлено по два трансформатора. На каждой кабельной линии имеются минимум по два кабеля. Стоимость потерь рассчитано по двухставочному тарифу.

При проектировании учтены нормативные показатели регулирующие режимы потребления электроэнергии в промышленных предприятиях. Компенсирована реактивная мощность на подстанциях до нормативного значения коэффициента мощности.



Литература

1. А.А. Федоров, В.В. Каменева "Основы электроснабжения промышленных предприятий", Издательство "Энергия", 1979 г.

2.Блок В.М. Учебное пособие по дипломному и курсовому проектированию для электроэнергетических специальностей. М.: "Высшая школа", 1991 г.

3. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под редакцией А.А. Фёдорова и Г.В. Сербиновского -М.: Энергия, 1980 г.

Размещено на Allbest.ru