Электроснабжение ТОО 'Карлыгаш-К' и выбор электрооборудования
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
Электроснабжение ТОО
«Карлыгаш-К» и выбор электрооборудования
Введение
Электрификация предприятий имеет важное значение как
энергетическая комплексная механизация и автоматизация технологических
процессов. Развитие электрификации предприятий характеризуется разработкой и
созданием новых видов электрооборудования, как в общепромышленном исполнении,
так и взрывозащищенном, предназначенного для эксплуатации в условиях
предприятия. Здесь широкое распространение получила коммутационная аппаратура,
скомпонованная в магнитную станцию, благодаря чему реализуется принцип
блочности, обеспечивающий повышение надежности и мобильности передвижных
низковольтных сетей.
Уровень развития энергетики и электрификации, как известно, в
наиболее обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны.
Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного
хозяйства. Важнейшим показателем работы промышленности является уровень
производительности труда. Производительность труда в свою очередь в
значительной степени определяется уровнем энерговооруженности и
электровооруженности труда.
Одна из актуальных задач, стоящих перед отраслью −
экономное расходование электроэнергии, энергоресурсов и соответственно
регулирование режимов электропотребления. С другой стороны первостепенное
значение приобретают вопросы надежности и безопасности электроснабжения
промышленных предприятий.
Развитие народного хозяйства, интенсификация труда в
промышленности, на транспорте и в сельском хозяйстве требуют ускоренного
развития электрических сетей различных напряжений и типов. От правильных
выбранных структуры и параметров электрических сетей существенно зависят
технико - экономические показатели работы энергосистемы и надежность
электроснабжения потребителей электроэнергии. Без ускоренного развития
электрических сетей практически невозможно обеспечить выполнения задачи полной
электрификации страны.
Системой электроснабжения называют совокупность устройств для
производства, передачи и распределения электрической энергии.
Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются
для
обеспечения электроэнергией промышленных приемников
электрической энергии. Задача электроснабжения промышленных предприятий
возникла одновременно с развитием строительства электрических станций и широким
внедрением электропровода в качестве движущей силы для различных механизмов.
Номинальные параметры - это параметры, на длительную работу с
которыми рассчитаны элементы энергосистем.
Для различных элементов энергосистем номинальными могут быть
различные параметры, в частности: напряжение, ток, мощность. коэффициент
мощности, частота, частота вращения, скольжение температура, ток отключения и
т.д. При работе всех элементов энергосистемы с номинальными параметрами режим
энергосистемы в целом близок к оптимальному. В отдельных случаях с учетом,
например, зависимости КПД элементов от нагрузки можно получить определенный
эффект при работе с параметрами, отличными от номинальных. Однако подобные
условия работы должны иметь тщательное техническое и технико - экономическое
обоснование.
Потребители (приемники) электрической энергии различаются по
режиму работы, назначению, принципиальному исполнению, потребляемой мощности,
частоте потребляемого тока, условиям работы, ответственности (категорийности) и
соответственно по требованием к надежности электроснабжения, а также по
некоторым другим признакам.
В области экономии и эффективного использования
электроэнергии особое значение надо уделять сбору информации об объеме и
структуре вырабатываемой и потребляемой электроэнергии, обследованию
энергетической эффективности эксплуатируемых энергетических объектов и
энергетических производств, оценке потенциала энергосбережения, разработке и
внедрению конкретных технических решений и организационно - технических
мероприятий по снижению технологических и коммерческих потерь энергии.
1.
Краткая технологическая и энергетическая характеристика ТОО «Карлыгаш - К»
1.1 Технологическая
характеристика предприятия
ТОО «Карлыгаш-К» находится по адресу п. Затабольск
Аулеокольская трасса 4 км.
ТОО «Карлыгаш-К» зарегистрировано в
сентябре 1998 года. Единственным учредителем является Кильтаев Сабиржан
Бактубаевич. В состав предприятия входили пекарня, цех по изготовлению
макаронных изделий, автотранспортный участок. Цех по изготовлению мучных
изделий занимался производством и реализацией своей продукции. Пекарня выпекала
хлебо-булочные изделия, макаронный цех изготавливал несколько видов макаронной
продукции. В г. Костанае и п. Затоболовка имели торговые киоски и магазин по
реализации своих изделий, так же обеспечивали хлебом поселки Костанайского
района.
Автотранспортный участок занимался
грузоперевозками по заявкам предприятий.
С 2001 года начали заниматься выращиванием
зерновых культур, но не урожай 2002-2003 года привел предприятие к убытку.
Из-за отсутствия своего сырья и большой
конкуренции на рынке пекарню отдали в аренду, макаронный цех разукомплектовали.
В настоящее время производственная база
расположена на земельном участке площадью 1,529 га. На участке расположены
хозяйственный склад площадью 688 кв. м, с помещением оборудованным под пекарню,
под токарный цех в котором имеются два сверлильных станка, заточной ОКС-4102,
расточной, фрезерный 67КС25, токарный 5 1-В-62 и гидропресс. И склад площадью
417,3 кв. м оборудованный под пилораму
В настоящее время основной деятельностью
являются грузоперевозки по Казахстану и странам СНГ, в наличии имеются четыре
КамАЗа из них два контейнера, один длинномер и бортовой КамАЗ. Также оказываем
услуги автокрана ЗИЛ-133 ГЯ.
Сдаем в аренду пекарню, токарных цех,
столярную мастерскую и а/гаражи под СТО, склады.
Предприятие располагает 2-х этажным корпусом, оснащенным
современным технологическим оборудованием.
Предприятие имеет собственную котельную, работающую на жидком
и газообразном топливе, благоустроенное общежитие на 20 койко-мест. Фабричная
столовая обеспечивает своих работников горячим питанием.
Обеспечение производственной деятельности предприятия
осуществляется собственными службами: транспортным цехом, электроцехом, службой
главного механика и д.р.
1.2
Энергетическая характеристика цехов
Цех по степени взрыво- и пожаробезопасности можно отнести к
безопасному, так как он не имеет помещений, где бы содержались опасные
вещества. В таблице 1.1 приведен перечень станков, установленных в цехе, их
количество и номинальные мощности.
Таблица 1.1 Потребители электрических нагрузок цехов
Наименование
отделения и механизма
|
Кол-во, шт.
|
Рн,
кВт
|
Робщ,
кВт
|
Кисп
|
Рр,
кВт
|
tППР,
|
1. Крыша 115
|
3
|
3
|
594
|
0,7
|
411,3
|
240
|
2. Кант.
устройство
|
6
|
11
|
66
|
0,7
|
46,2
|
240
|
3.
Опрыскиватель
|
6
|
15
|
90
|
0,7
|
63
|
240
|
4. Вентилятор
140
|
3
|
55
|
165
|
0,6
|
115,5
|
240
|
5. Вентилятор
105, 106, РМ 1; 4
|
4
|
75
|
300
|
0,6
|
180
|
240
|
6. Вентилятор
108, РМ 2
|
1
|
125
|
125
|
0,6
|
75
|
240
|
7. Кран-балка
|
3
|
5,5
|
16,5
|
0,4
|
6,6
|
32
|
8. Фрезерный
станок
|
1
|
110
|
110
|
0,7
|
77
|
32
|
ИТОГО:
|
|
|
1466,5
|
|
975,6
|
|
Шламовая РМ 1.
Насос
|
3
|
200
|
600
|
0,6
|
360
|
120
|
2. Задвижки
|
9
|
3
|
27
|
0,4
|
10,8
|
120
|
3. Насос
дренажа
|
1
|
11
|
11
|
0,7
|
7,7
|
48
|
4. Эл.калорифер
|
1
|
10
|
10
|
0,6
|
6
|
48
|
5. Гидропресс
|
1
|
5,5
|
5,5
|
0,4
|
2,2
|
32
|
ИТОГО:
|
|
|
653,5
|
|
446,7
|
|
Плавильное
отделение: отм.:0,00; 4,2; 9,6
|
|
|
|
|
|
|
1. Сверлильный
станок
|
2
|
75
|
150
|
0,9
|
135
|
720
|
2. 402 401,
403. П 64
|
1 2
|
132 75
|
264 75
|
0,9 0,9
|
237,6 67,5
|
720 720
|
3. П 61. 401
|
1
|
160
|
160
|
0,9
|
144
|
720
|
4. Лебедка
закатки
|
4
|
22
|
88
|
0,8
|
70,4
|
48
|
5. Дренажный
насос
|
2
|
5,5
|
11
|
0,7
|
7,7
|
32
|
6. Вент.
установка
|
4
|
22
|
88
|
0,7
|
61,6
|
120
|
7. Ворота
|
8
|
0,4
|
3,2
|
0,8
|
2,56
|
120
|
8. Мастерская
эл. монтеров
|
2
|
9
|
18
|
0,7
|
12,6
|
-
|
9. Токарная
мастерская
|
1
|
16
|
16
|
0,75
|
12
|
-
|
10. мастерская
плотн.
|
1
|
3
|
3
|
0,6
|
1,8
|
-
|
11. Заточной
станок
|
1
|
2,2
|
2,2
|
0,6
|
1,32
|
-
|
12. Механизм
обдува печи
|
2
|
7,5
|
15
|
0,9
|
13,5
|
720
|
13. Обдув
рабочего места
|
2
|
45
|
90
|
0,8
|
72
|
720
|
14.
Бетономешалка
|
1
|
22
|
22
|
0,7
|
15,4
|
-
|
15. Расточной
станок
|
1
|
120
|
120
|
0,6
|
72
|
120
|
16. Г/о П. 61;
64
|
18
|
3
|
54
|
0,7
|
378
|
720
|
17. Узел подачи
электродной массы
|
2
|
6
|
12
|
0,7
|
8,4
|
16
|
18. Помещение
деж. персонала
|
3
|
3,5
|
10,5
|
0,5
|
5,25
|
-
|
19. Отопление
пульт
|
2
|
5,5
|
11
|
0,6
|
6,6
|
-
|
20. Сварочные
трансформаторы
|
2
|
75
|
150
|
0,4
|
60
|
16
|
21. Дымососы от
горна П 61; 64
|
2
|
250
|
500
|
0,8
|
400
|
720
|
ИТОГО:
|
|
|
1901,1
|
|
1474,63
|
|
Таблица 1.2 Электроосвещение цеха
Наименование
объекта
|
Тип освещения
|
Количество
светильников
|
Р1со,
кВт
|
Робщ,
кВт
|
Кисп
|
Потребл.
мощность в сутки
|
Потребл.
мощность а год, тыс кВт·г
|
Плав. отдел
|
|
16
|
1
|
16
|
0,9
|
345,6
|
126,1
|
1. отм. 0,00
|
ДРЛ
|
12 40
|
0,7 0,4
|
8,4 16
|
0,9 0,9
|
181,4 345,6
|
66,2 126,1
|
2. отм. +4,2
|
ДРЛ
|
10 22 18
|
1,0 0,4 0,25
|
10 8,8 4,5
|
0,9 0,9 0,9
|
216 190,08 97,2
|
78,84 69,4
35,47
|
3. отм. +9,6
|
Л.нак ДРЛ
|
4 36 19 10 26
|
0,2 1 0,7 0,4
0,25
|
0,8 36 13,4 4
6,5
|
0,9 0,9 0,9 0,9
0,9
|
17,28 777,6
287,28 86,4 140,4
|
6,3 283,82
104,85 31,5 51,24
|
4. отм. + 22,4
|
Л.нак ДРЛ
|
4 6 26 16 6
|
0,2 1 0,7 0,4
0,25
|
0,8 6 18,2 6,4
1,5
|
0,5 0,9 0,9 0,9
0,9
|
9,6 129,6 393,1
138,24 32,4
|
3,5 47,3 143,48
50,45 11,82
|
5. отм. +30
|
Л.нак ДРЛ
Л.нак.
|
4 12 8 4
|
1 0,4 1 0,2
|
4 4,8 8 0,8
|
0,9 0,9 0,9 0,9
|
86,4 103,68
172,8 17,28
|
51,5 37,84
63,07 6,3
|
6. отм. +34
|
ДРЛ Л.нак
|
4 16
|
0,25 1
|
1 16
|
0,9 0,9
|
21,6 345,6
|
7,88 126,1
|
7. Разлив.
пролет
|
ЛБ-40 ДРЛ
|
18 76 4 16
|
0,72 76 2,8 16
|
0,7 0,9 0,9 0,9
|
12,096 1641,6
60,48 345,6
|
4,4 599,18
22,07 126,1
|
8. Печной прол.
|
ДРЛ Л.нак
|
96 6
|
1 1
|
96 6
|
0,9 0,9
|
2073,6 129,6
|
758,9 47,3
|
9. Прилег.тер.
|
ДРЛ лапмы КГ
|
12 14 6 4
|
0,7 0,4 0,25 2
|
8,4 5,6 1,5 8
|
0,5 0,5 0,5 0,5
|
100,8 67,2 18
96
|
36,5 24,52 6,57
35,04
|
10. РМ 1-4
|
ДРЛ Л.нак
|
|
|
|
|
|
|
11. Освещение мостовых кранов
|
Л.накал.
|
31
|
0,5
|
15,5
|
0,5
|
334,8
|
122,2
|
12. Пульт печи
|
ДРЛ
|
20
|
0,02
|
0,4
|
0,9
|
8,64
|
3,16
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1.3 Краткая характеристика среды и категории
потребителей электрической энергии
Наименование
цеха
|
Категория потребителя
|
Производственная
среда
|
1. Цех №6
|
I
|
Активная
|
2. Цех №1
|
I
|
Активная
|
3. Цех
подготовки шихты (ЦПШ) 6
|
II
|
Пыльная
|
4. ЦПШ 1
|
II
|
Пыльная
|
5.
Административно-бытовой корпус
|
III
|
Нормальная
|
6. Газоочистка
6 ц
|
I
|
Хим. активна
|
7. Газоочистка
1 ц
|
I
|
Хим. активна
|
8. Склад
готовой продукции (СГП 6)
|
II
|
Пыльная
|
9. СГП 1
|
II
|
Пыльная
|
10.
Дозировочное отделение 1 ц
|
II
|
Пыльная
|
11.
Дозировочное отделение 1 ц
|
II
|
Пыльная
|
12. Насосная
|
I
|
Нормальная
|
13. ГПП
|
II
|
Нормальная
|
14. Цех ремонта
мех. оборудования
|
II
|
Нормальная
|
15.
Компрессорная
|
II
|
Нормальная
|
16. ЖДИ
|
II
|
Нормальная
|
17.
Автомобильно-хозяйственный цех
|
III
|
Нормальная
|
18. Участок
продольной компенсации ц6
|
I
|
Нормальная
|
19. УПК ц №1
|
I
|
Нормальная
|
2.
Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту
спроса
Расчетная нагрузка (активная и реактивная) силовых приемников
цеха:
;
,
где - суммарная установленная мощность всех
приемников цеха;
- средний коэффициент спроса;
- соответствующий характерному для приемников данного цеха
средневзвешенному значению коэффициента мощности.
Расчетная нагрузка осветительных приемников цеха:
,
где - коэффициент спроса для освещения;
- установленная мощность приемников электрического освещения.
Величина может находится по формуле:
,
где - удельная нагрузка, Вт/м2
площади пола цеха;
F - площадь пола цеха, определяемый по генплану.
Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха
определяется из соотношения:
.
Приемники напряжением выше 1000 В (в нашем случае 6 кВ) цеха
учитываются отдельно. Расчетные активная и реактивная мощности групп приемников
выше 1000 В определяются по формулам, а полная из выражения:
,
,
.
Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей
0,38/0,22 кВ и 6 кВ в целом по предприятию определяются суммированием
соответствующих нагрузок цехов [12].
Таблица 2.1 - Расчетные нагрузки по цехам предприятия
Потребители
0,38/0,22 кВ
|
Наименование
потребителя
|
Рн,
кВт
|
kс
|
Рр, кВтQp, кВар
|
|
|
1. №6
|
2000
|
0,6
|
0,6/1,33
|
1200
|
1600
|
2. №1
|
2000
|
0,6
|
0,6/1,33
|
1200
|
1600
|
3. ЦПШ 6
|
500
|
0,6
|
0,75/0,88
|
300
|
264
|
4. ЦПШ 1
|
500
|
0,6
|
0,75/0,88
|
300
|
264
|
5. АБК
|
600
|
0,7
|
0,8/0,75
|
420
|
315
|
6. Газоочистка
6 ц
|
300
|
0,8
|
0,85/0,62
|
240
|
148,8
|
7. Газоочистка
1ц
|
200
|
0,8
|
0,85/0,62
|
160
|
99,2
|
8. СГП 6 цеха
|
1000
|
0,4
|
0,6/1,33
|
400
|
532
|
9. СГП 1 цеха
|
700
|
0,4
|
0,6/1,33
|
280
|
372
|
10. Доз. 6
|
1000
|
0,5
|
0,6/1,33
|
500
|
665
|
11. Доз.1
|
1000
|
0,5
|
0,6/1,33
|
500
|
665
|
12. Насосная
|
400
|
0,75
|
0,8/0,75
|
300
|
225
|
13. ГПП
|
50
|
0,8
|
0,8/0,75
|
40
|
30
|
14. ЦРМО
|
400
|
0,6
|
0,7/1,02
|
240
|
244,8
|
15.
Компрессорная
|
200
|
0,5
|
0,7/1,02
|
100
|
108
|
16. ЖДЦ
|
100
|
0,6
|
0,6/1,33
|
60
|
80
|
17. АХЦ
|
100
|
0,6
|
0,6/1,33
|
60
|
80
|
18. УПК 6
|
600
|
0,8
|
0,85/0,62
|
480
|
297,6
|
19. УПК 1
|
600
|
0,8
|
0,85/0,62
|
480
|
297,6
|
Потребители >1000 В
|
1
|
324000
|
0,8
|
0,85/0,62
|
259200
|
304970
|
2
|
198000
|
0,8
|
0,87/0,56
|
158000
|
181080
|
3, 4
|
4500
|
0,7
|
0,8/0,75
|
3150
|
3937,5
|
6,7
|
3000
|
0,8
|
0,75/0,88
|
2400
|
3196,96
|
Итого: , , ,
, , .
Таблица 2.2 - Определение расчетных осветительных нагрузок по
цехам предприятия
Потребители
|
F, м2
|
Руд.о,
кВт/м2
|
Рп.о.,
кВт
|
kс.о
|
Рр.о,
кВт
|
Рр+Рр.о,
кВт
|
Qp.o+Pp.o, кВар
|
Sр, кВА
|
1.
|
11250
|
16
|
180
|
0,9
|
162
|
1362
|
1677,76
|
2161
|
2.
|
11250
|
16
|
180
|
0,9
|
162
|
1362
|
1677,76
|
2161
|
3.
|
7000
|
15
|
105
|
0,8
|
84
|
384
|
304,32
|
489,97
|
4.
|
7000
|
15
|
105
|
0,8
|
84
|
384
|
304,32
|
489,97
|
5.
|
3000
|
19
|
57
|
0,9
|
51,3
|
471,3
|
339,624
|
580,92
|
6.
|
5000
|
14
|
70
|
0,8
|
56
|
296
|
175,68
|
344,2
|
7.
|
5000
|
14
|
70
|
0,8
|
56
|
216
|
126,08
|
250,1
|
8.
|
15000
|
16
|
240
|
0,85
|
204
|
604
|
629,92
|
872,7
|
9.
|
16
|
240
|
0,85
|
204
|
484
|
470,32
|
674,87
|
10.
|
4500
|
13
|
58,5
|
0,9
|
52,65
|
552,65
|
690,272
|
884,25
|
11.
|
4500
|
13
|
58,5
|
0,9
|
52,65
|
552,65
|
690,272
|
884,25
|
12.
|
2000
|
12
|
24
|
0,85
|
20,4
|
320,4
|
234,792
|
397,22
|
13.
|
1000
|
13
|
13
|
0,9
|
11,7
|
51,7
|
35,616
|
62,78
|
14.
|
900
|
16
|
9,6
|
0,8
|
7,68
|
247,68
|
248,486
|
350,84
|
15.
|
900
|
12
|
10,8
|
0,8
|
8,64
|
108,64
|
106,147
|
151,88
|
16.
|
7000
|
15
|
105
|
0,7
|
73,5
|
135,5
|
115,128
|
176,4
|
17.
|
4800
|
15
|
72
|
0,7
|
50,4
|
110,4
|
104,192
|
151,8
|
18.
|
6000
|
17
|
102
|
0,8
|
81,6
|
561,6
|
336,77
|
654,83
|
19.
|
6000
|
17
|
102
|
0,8
|
81,6
|
561,6
|
336,77
|
654,83
|
Освещение
территории 500 ламп ДРЛ с ПРА по 1 ламповой схеме
|
|
|
|
100
|
0,9
|
90
|
90
|
43,2
|
99,83
|
Итого:
|
|
|
|
|
1504,12
|
8764,12
|
8604,38
|
10232,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.
Определение расчетной нагрузки предприятия
3.1
Собственные нужды
Расчетная полная мощность предприятия определяется по
расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов с учетом расчетной нагрузки
освещения территории предприятия, потерь мощности в трансформаторах цеховых
подстанций и ГПП, с учетом компенсации реактивной мощности [5].
При компенсации реактивной мощности используем статические
конденсаторы, как экономически целесообразные. Конденсаторы устанавливаем в
сетях 0,38 кВ. Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки:
силовых приемников 0,38 кВ:
,
;
освещение территории и цехов:
,
;
приемники 6 кВ:
,
.
Приближенно потери мощности в трансформаторах цеховых подстанций и
ГПП:
, ,
,
,
,
.
Необходимая мощность компенсирующих устройств по предприятию в
целом определяется из выражения:
,
где - среднегодовая активная нагрузка
предприятия,
- соответствует средневзвешенному естественному коэффициенту
мощности за год,
- соответствует нормативному коэффициенту мощности.
,
где - действительное годовое число часов
работы потребителей электроэнергии предприятия,
- число часов использования активной нагрузки.
,
при нормативном коэффициенте мощности .
Мощность компенсирующих устройств равна
.
Некомпенсированная мощность на потребителях 0,4 и 6 кВ.
,
где - расчетная реактивная мощность
предприятия с учетом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки .
,
,
.
В качестве компенсирующих устройств принимаем батареи статических
конденсаторов.
Определяем потери мощности в них:
,
где - удельные потери активной мощности,
составляющие 0,2% от .
.
Общая активная мощность с учетом потерь в компенсирующих
устройствах:
,
где - расчетная активная мощность предприятия
с учетом kр.м..
.
Расчетная нагрузка на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом компенсирующих
устройств равна:
.
Потери мощности в трансформаторах ГПП:
,
.
Полная расчетная мощность собственных нужд на стороне высшего
напряжения ГПП:
,
.
Определение расчетных нагрузок цеха. Суммарные активные и
реактивные нагрузки равны:
,
.
Потери мощности в трансформаторах:
,
,
.
Необходимая мощность компенсирующих устройств для печей:
,
,
,
.
Некомпенсированная мощность:
,
где - расчетная реактивная мощность,
приходящаяся на печи, с учетом коэффициента разновременности максимумов kр.м=0,95.
.
В качестве компенсирующих устройств используем батареи статических
конденсаторов.
Потери активной мощности в компенсирующих устройствах:
,
.
Общая активная мощность с учетом потерь в КУ:
,
.
Расчетная мощность с учетом компенсации реактивной мощности равна:
.
Потери мощности в трансформаторах:
,
.
3.2
Построение картограммы, определение центра электрических нагрузок и места
расположения ГПП
Для определения места расположения ГПП и ТП при
проектировании системы электроснабжения на генеральный план предприятия
наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой окружности, причем
площади, ограниченные этими окружностями, равны расчетным нагрузкам цехов.
Центр окружности совпадает с центром нагрузок цеха [3].
ГПП располагаем как можно ближе к ЦЭН, так как это позволяет
приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии,
сократить протяженность распределительных сетей высокого напряжения
предприятия, уменьшить протяженность и расход проводникового материала и
снизить потери электрической энергии.
Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке
цеха :
.
Из этого выражения радиус окружности равен:
,
где - мощность i-го цеха,
m - масштаб для определения площади круга = 0,5 кВт/мм2.
Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами
или секторами в круге.
Для определения места ГПП находим центр электрических нагрузок для
полной мощности.
На генплане наносим оси координат. Координаты ЦЭН предприятия
определяем по формулам:
,
.
где - координаты центра нагрузок.
Таблица 3.1 Расчетные параметры
№ цеха
|
Sр, кВА
|
, ммα, град, м, м
|
|
|
|
|
|
1
|
2161
|
37,1
|
43
|
925
|
275
|
1998925
|
594275
|
2
|
2161
|
37,1
|
43
|
225
|
275
|
486225
|
594275
|
3
|
489,97
|
17,66
|
79
|
150
|
680
|
73495,5
|
333179,6
|
4
|
489,97
|
17,66
|
79
|
285
|
680
|
139641,45
|
333179,6
|
5
|
580,92
|
19,23
|
39
|
580
|
280
|
336933,6
|
162657,6
|
6
|
344,2
|
14,8
|
68
|
1025
|
50
|
352805
|
17210
|
7
|
250,1
|
12,62
|
93
|
175
|
50
|
43767,5
|
12505
|
8
|
872,7
|
23,57
|
121
|
925
|
130
|
807247,5
|
113451
|
9
|
674,87
|
20,73
|
151
|
225
|
130
|
151845,75
|
87733,1
|
10
|
884,25
|
23,73
|
34
|
900
|
510
|
795825
|
450967
|
11
|
884,25
|
23,73
|
34
|
225
|
465
|
198956,25
|
411176,2
|
12
|
397,22
|
15,9
|
23
|
900
|
565
|
357498
|
224429
|
13
|
62,78
|
6,32
|
81
|
575
|
350
|
36098,5
|
21973
|
14
|
350,84
|
15
|
11
|
575
|
215
|
201733
|
75430,6
|
15
|
151,88
|
9,83
|
29
|
400
|
365
|
60452
|
55436,2
|
16
|
176,4
|
10,6
|
198
|
100
|
550
|
17640
|
97020
|
17
|
644,81
|
20,67
|
53
|
655
|
600
|
41745
|
91080
|
18
|
654,83
|
20,42
|
52
|
925
|
375
|
605717,76
|
19
|
654,83
|
20,42
|
52
|
225
|
375
|
147336,75
|
245561,25
|
Итого:
|
12393,81кВА
|
|
|
|
|
6854188,55
|
4167101,25
|
Таблица 3.2 Расчетные параметры для потребителей 6 кВ
№ цеха
|
Sр, кВА
|
, ммα, град, м, м
|
|
|
|
|
|
1
|
3937,5
|
50
|
-
|
150
|
680
|
590625
|
2677500
|
2
|
3937,5
|
50
|
-
|
285
|
680
|
1122187,5
|
2677500
|
3
|
3196,96
|
45
|
-
|
1025
|
50
|
3276884
|
159848
|
4
|
3196,96
|
45
|
-
|
175
|
50
|
559468
|
159848
|
Итого:
|
14268,92
|
|
|
|
|
5549164,5
|
5674696
|
Для цехов расчет проводят по размещению места для
компенсирующих устройств. Участок продольной компенсации (УПК) размещен
непосредственно около цехов, т.е. по возможности ближе к ним.
3.3
Выбор схемы внешнего электроснабжения
Технико-экономические расчеты при выборе вариантов системы
электроснабжения
Для выбора рациональной системы электроснабжения предприятия
необходимо рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое
обоснование наиболее целесообразного из них.
В расчете выбирается рациональное напряжение питающих и
распределительных сетей и экономически целесообразное сечение питающих линий.
По каждому из намеченных вариантов определяются экономические
показатели: k
- капитальные затраты, ΔЭа - потери
электроэнергии, G - расход цветного металла, Сэ - ежегодные
эксплуатационные расходы, З - годовые расчетные затраты.
Экономическая эффективность каждого варианта определяется по
годовым расчетным затратам из выражения:
З=Сэ+0,125k,
где 0,125 - pn - нормативный коэффициент эффективности
капитальных вложений, соответствующий сроку окупаемости, равному 8 годам, отн.
ед./год.
Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения;
?
где KЛ - капитальные затраты на сооружение линии,
КА - капитальные затраты на установку высоковольтной
аппаратуры,
КТ - капитальные затраты на установку силовых
трансформаторов.
Годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения
определяются из выражения:
,
где СА - стоимость годовых расходов на амортизационные
отчисления,
Сп - стоимость годовых расходов на оплату потерь
электроэнергии.
3.4
Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения
предприятия собственных нужд
Зная схему питания, передаваемую мощность, стоимость 1 кВт·ч
электроэнергии, конструктивное выполнение линий, расстояние от источника
питания до предприятия и напряжение на шинах питающей подстанции.
Намечаем следующие варианты напряжений питающих линий системы
внешнего электроснабжения предприятия.
1 вариант системы внешнего электроснабжения
предприятия
Электроэнергия передается и распределяется до ГПП предприятия
на напряжение 35 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.
вариант системы внешнего электроснабжения предприятия
Электроэнергия от подстанции энергосистемы до ГПП передается
напряжением 220 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.
3 вариант системы внешнего электроснабжения
предприятия
От подстанции энергосистемы передается напряжение 20 кВ. На
ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ [9].
Рассмотрим каждый из принятых вариантов.
1 вариант.
Рисунок 3.1 ТП Схема питания и исходные данные
1 Выключатели
Предварительно выбираем головные выключатели В1 и В2 по
номинальным данным:
,
,
,
.
Рабочее напряжение схемы питания . Максимальный рабочий ток линии определяется из условия, что в
аварийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку предприятия, т.е.:
.
Для определения мощности, отключаемой выключателями, намечаем
расчетную точку короткого замыкания (к.з.) К-1.
Составляем схему замещения, для режима трехфазного короткого
замыкания в точке К-1 и определяем параметры схемы замещения в относительных
базисных единицах.
Все сопротивления приводятся к базисной мощности:
.
Сопротивление системы в относительных базисных единицах:
.
Сопротивление трехобмоточного трансформатора подстанции
энергосистемы в относительных базисных единицах определяется в следующей
последовательности [1].
Для трехобмоточного трансформатора типа ТДТИ-40000/220 наружной установки
с регулированием напряжения под нагрузкой напряжения к.з. между обмотками в
процентах при номинальных ступенях составляют:
ВИ-СН
|
ВН-НН
|
СН-НН
|
12,5%
|
22%
|
9,5%
|
Определяем напряжение к.з. каждой обмотки:
,
,
.
Сопротивление обмоток трансформатора в относительных базисных
единицах:
,
,
.
Схема замещения трехобмоточного трансформатора:
Сопротивление обмоток ВН и СН трехобмоточного трансформатора
в относительных базисных единицах:
.
Сопротивление от источника питания до точки к.з.:
.
Мощность, отключаемая выключателями (В1 и В2):
.
Ток, отключаемый выключателями:
.
Выбираем выключатель ВВУ 35-40/1000 УХЛ1 с номинальными данными:
, , , .
Линии:
Питающие линии выполняем проводом марки АС
Выбор сечения провода по техническим условиям
. По нагреву расчетным током:
,
.
По условиям допустимого нагрева для нормального режима принимаем
сечение провода с . Проверяем выбранное сечение по условиям послеаварийного режима
работы:
. По условиям коронирования проводов, принимаем минимально
допустимое сечение .
. Минимально допустимое сечение по механической прочности .
. По допустимой потере напряжения:
,
где - допустимая длина линии, км, - длина линии на 1% потери напряжения, - допустимая потеря напряжения, %, - действительная длина питающей линии,
км.
, , .
,
,
т.е. принятое сечение S=150 мм2
полностью удовлетворяет всем техническим условиям.
3.5
Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности
. Принимаем несколько стандартных сечений равных и больше
найденного по техническим условиям, т.е. 150; 2*95; 2*120; 3*70; 3*95.
. Находим для этих сечений ежегодные потери электроэнергии (ΔЭлл), расход цветного металла (Gлл), годовые расчетные
затраты (Зл).
Расчет проводим для сечения S=150 мм2.
Капитальные затраты на линии:
,
где С - стоимость 1 км воздушной одноцепной линии АС-150 на
типовых железо-бетонных опорах в ненаселенной местности, тыс./км.
Стоимость расходов на содержание персонала и ремонт одинаковой при
всех сечениях линии, определим ежегодные эксплутационные расходы:
,
где Спл - стоимость потерь электроэнергии в линиях,
тыс./год,
Сал - стоимость амортизационных отчислений, тыс./год.
Действительные потери в линии:
,
где - потери мощности в линии при длительной
допустимой нагрузке, кВт/км,
- коэффициент загрузки линии,
- длина линии, км, - расчетный ток в линии, А.
Действительные ежегодные потери электроэнергии в линии:
,
где - действительное число часов работы
предприятия в год, час.
Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:
,
где - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии,
дол/кВт·ч, при условии, что для завода 1 кВт·ч стоит 2 тенге и курс 1 у. е.=150
тенге.
Стоимость амортизационных отчислений:
,
где - ежегодные амортизационные отчисления
для линии = 2,8% (на линии 35 кВ на ж/б опорах).
Ежегодные эксплуатационные расходы составляют:
.
Годовые расчетные затраты:
.
Расход цветного металла:
,
где - вес 1 км провода АС-150, т/км.
Остальные сечения, рассматриваемые в этом варианте рассчитываются
аналогично, значения их величин заносим в таблицу.
Таблица 3.3 Значения технико-экономических показателей 1 варианта
SТ, мм2
|
К32
|
Т, ч
|
|
|
|
|
|
150
|
0,22
|
149
|
7
|
301,49
|
2411,92
|
2,8%
|
8000
|
2*95
|
0,1
|
134
|
6,4
|
241,2
|
1929,6
|
|
|
2*120
|
0,07
|
140
|
6,7
|
176,4
|
1411,2
|
|
|
3*95
|
0,07
|
125
|
6,1
|
236,25
|
1890
|
|
|
3*70
|
0,045
|
134
|
6,4
|
162,81
|
1302,48
|
|
|
185
|
0,17
|
161
|
7,4
|
246,33
|
1970,64
|
|
|
Таблица 3.3 (продолжение) Значения технико-экономических
показателей 1 варианта
SТ, мм2
|
kл, тыс. у. е.
|
|
|
|
|
|
|
150
|
31,36
|
1,764
|
33,124
|
63
|
40,999
|
0,617
|
6,3
|
2*95
|
25,08
|
3,225
|
28,3
|
115,2
|
47,52
|
0,386
|
6,95
|
2*120
|
18,34
|
3,376
|
21,72
|
120,6
|
36,79
|
0,492
|
8,851
|
3*95
|
24,57
|
4,61
|
29,18
|
164,7
|
49,76
|
0,275
|
7,425
|
3*70
|
16,93
|
4,838
|
21,77
|
172,8
|
43,37
|
0,386
|
10,421
|
185
|
25,62
|
1,685
|
27,48
|
66,6
|
35,8
|
0,771
|
6,939
|
l=4,5 км, С0=0,013 у. е./кВт·г.
По величинам Зл1-Зл7 и S1-S7 строим кривую :
Рисунок 3.2 Зависимость затрат от сечения. Минимум годовых
расчетных затрат соответствует сечение s=185 мм2.
3.6
Технико-экономические показатели питающей линии
Капитальные затраты
Стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем ВВУ35 с
одинарной системой шин на металлических конструкциях:
.
Стоимость сооружения двух питающих линий 35 кВ, выполненных на ж/б
опорах и проводом АС-189:
.
Суммарные капитальные затраты:
.
Эксплуатационные расходы:
,
,
где - ежегодные амортизационные отчисления
для силового оборудования и распределительных устройств = 6,3%,
.
Годовые расчетные затраты:
.
Потери электроэнергии:
.
Расход алюминия:
.
Технико-экономические показатели трансформаторов связи с
энергосистемой
Капитальные затраты:
Стоимость двух трансформаторов ТРДИС 25000/35 при наружной
установке:
.
Стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателями,
установленными в ОРУ-35 кВ на ж/б конструкциях:
Суммарные капитальные затраты:
Эксплуатационные расходы:
ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости
электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах и стоимости
амортизационных отчислений на трансформаторы и вводы с короткозамыкателями и
разъединителями [2].
Приведенные потери мощности в трансформаторах:
,
где - приведенные потери активной мощности во
время холостого хода;
,
- приведенные потери мощности в меди трансформатора.
,
где - коэффициент загрузки трансформатора,
,
- коэффициент изменения потерь, составляющий на ГПП у
потребителей, питающихся через три ступени трансформации, 0,12 кВт/кВар,
- потери (реактивные) холостого хода,
.
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:
.
Стоимость амортизационных отчислений:
,
где - ежегодные амортизационные отчисления
для силового оборудования, равный 6,3%.
Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы:
.
Годовые расчетные затраты:
Потери электроэнергии:
.
Расчет цветного металла:
.
вариант:
. Выключатели
Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным
данным:
, .
Максимальный расчетный ток:
.
Для определения мощности отключения намечаем расчетную точку к.з.:
,
.
Мощность, отключаемая выключателем:
.
Ток, отключаемый выключателем:
.
Рисунок 3.3 Схема питания ТП
Выбираем выключатель типа ВВД220Б 31,5/2000 УХЛ1 с
номинальными данными:
, ,
, .
. Линии
Питающую линию выполняем проводом АС
Выбор сечения провода по техническим условиям
. По нагреву расчетным током:
,
.
По условиям допустимого нагрева принимаем сечение провода s=240 мм2 с Iдоп=610 А.
Проверяем выбранное сечение по условию послеаварийного режима
работы:
,
,
.
. По условиям коронирования принимаем минимальное сечение s=240 мм2.
. По условию механической точности принимаем сечение s=240 мм2.
. По допустимой потере напряжения проверяем сечение s=240 мм2:
,
,
.
Данное сечение удовлетворяет всем техническим условиям.
Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности:
. Принимаем несколько стандартных сечений: 240; 300; 2*150; 3*120.
. Находим для этих сечений экономические показатели: .
Капитальные затраты:
.
Ежемесячные, ежегодные эксплуатационные расходы:
.
Действительные потери в линии:
,
.
Действительные ежегодные потери в линии:
.
Стоимость амортизационных отчислений:
,
где - ежегодные амортизационные отчисления
для линии 220 кВ.
Годовые расчетные затраты:
,
где - ежегодные эксплуатационные расходы,
,
.
Расход цветного металла:
,
где - вес 1 км провода АС-240.
Определение величин по другим сечениям производятся аналогично.
Все величины заносим в таблицу.
Таблица 3.4 Технико-экономические показатели по II варианту (220 кВ)
l, км
|
|
|
|
|
|
|
|
|
240
|
0,003
|
210
|
0,997
|
12,6
|
2,4
|
4,5
|
0,013
|
8000
|
300
|
0,002
|
220
|
1,257
|
13,4
|
|
|
|
|
2*150
|
0,0014
|
300
|
0,617
|
9
|
|
|
|
|
3*120
|
0,0009
|
420
|
0,492
|
8,6
|
|
|
|
|
Таблица 3.4 (продолжение) Технико-экономические показатели по
II варианту (220 кВ)
|
|
|
|
|
|
|
|
240
|
5,72
|
45,819
|
0,59
|
2,72
|
3,31
|
113,4
|
17,485
|
300
|
3,96
|
31,68
|
0,412
|
2,89
|
3,3
|
120,6
|
18,375
|
2*150
|
7,56
|
60,48
|
0,768
|
3,88
|
4,674
|
162
|
24,92
|
3*120
|
10,2
|
81,65
|
1,061
|
5,57
|
6,631
|
232,2
|
35,6
|
По величинам ЗЛ и SТ строим кривую, экстремум
которой соответствует минимуму годовых расчетных затрат:
. Технико-экономические показатели питающих линий
Капитальные затраты
Стоимость двух камер отходящей линии с выключателями ВВД 220:
.
Стоимость двух линий с проводом АС-240 на ж/б опорах:
.
Суммарные капитальные затраты:
.
Рисунок 3.3 Зависимость затрат от сечения. Минимум годовых
расчетных затрат соответствует сече ние s=240 мм2
Эксплуатационные расходы:
,
где - коэффициент амортизации отчислений для
силового электрооборудования,
.
Годовые расчетные затраты:
.
Потери электроэнергии:
.
Расход цветного металла:
,
где g=0,997 т/км - вес 1 км провода АС-240.
. Технико-экономические показатели трансформаторов связи с
энергосистемой
Капитальные затраты
Стоимость трансформаторов ТРДН 32000/220 при наружной установке:
.
Стоимость 2-х вводов с выключателями ВВД 220 Б:
Суммарные капитальные затраты:
.
Эксплуатационные расходы:
.
Приведенные потери мощности в трансформаторах:
,
,
,
где - коэффициент изменения потерь для двух
ступеней трансформации,
- коэффициент загрузки трансформаторов,
,
.
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:
.
Стоимость амортизационных отчислений:
.
Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы:
.
Годовые расчетные затраты:
.
Потери электроэнергии:
.
Расход меди:
.
4.
Выбор высоковольтного оборудования
4.1
Выбор выключателей
Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным
данным.
Рабочее напряжение схемы питания Uн=20 кВ.
Максимальный рабочий ток:
.
Намечаем расчетную точку короткого замыкания k-1:
Согласно исходной схеме питания составляем схему замещения
для режима трехфазного к.з. в точке k-1 и определяем параметры схемы в относительных
базисных единицах.
.
Сопротивление системы в относительных базисных единицах:
.
Для трансформатора типа ТДТН 220/20 наружной установки с
регулированием напряжения под нагрузкой напряжение к.з. между обмотками:
Uкз
|
ВН-СН
|
ВН-НН
|
СН-НН
|
|
12,5%
|
22%
|
9,5%
|
Напряжение к.з. каждой обмотки:
,
,
.
Сопротивление обмоток трансформатора:
,
,
.
Рисунок 4.1 Схема замещения трехобмоточного трансформатора
Сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора в относительных
базисных единицах:
.
Сопротивление от источника питания до точки к.з. в относительных
базисных единицах:
.
Мощность, отключаемая выключателями:
.
Ток, отключаемый выключателями:
.
Выбираем выключатель ВВУ 20-40/2000 УХЛ1 с номинальными данными:
, , , .
4.2 Выбор линии электропередач
Питающие линии выполняем проводом АС.
Выбор сечения провода по техническим условиям
. По нагреву расчетным током:
.
.
По условиям допустимого нагрева прин6имаем сечение s=2·95 мм2.
Допустимый ток в проводах:
.
Проверка сечения по условиям послеаварийного режима:
,
,
,
.
. По условиям коронирования провода принимаем минимально
допустимое сечение s=25 мм2.
. Минимально допустимое сечение по механической прочности s=25 мм2.
. По допустимой потере напряжения:
,
.
Таким образом выбранное сечение удовлетворяет всем техническим
проверкам.
Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности
. Принимаем несколько стандартных сечений: 2х95, 2х120, 3х70,
3х95, 2х150.
. Находим для этих сечений экономические показатели:
капитальные затраты на линии:
.
Ежегодные эксплуатационные расходы:
.
Действительные потери в линиях:
,
.
Действительные ежегодные потери электроэнергии в линиях:
.
Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:
.
Стоимость амортизационных отчислений:
,
- для ВЛ 20 кВ,
.
Годовые расчетные затраты:
.
Расход цветного металла:
,
g=0,366 Т/км - вес 1 км провода АС-95.
По остальным сечениям расчет производится аналогично. Значения их
величин заносим в таблицу и строим кривую по величинам ЗЛ и sТ.
Таблица 4.1 Экономические показатели питающих линий по 3 варианту
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2х95
|
0,31
|
134
|
3,38
|
60,84
|
0,013
|
3,5
|
4,5
|
8000
|
2х120
|
0,23
|
140
|
3,67
|
66,06
|
|
|
|
|
2х150
|
0,17
|
149
|
4
|
72
|
|
|
|
|
3х70
|
0,21
|
125
|
3,1
|
83,7
|
|
|
|
|
3х95
|
0,14
|
134
|
3,38
|
91,26
|
|
|
|
|
Таблица 4.2 (продолжение) Экономические показатели питающих
линий по 3 варианту
|
|
|
|
|
|
|
|
2х95
|
755,5
|
6044,67
|
78,58
|
2,29
|
80,7
|
88,3
|
6,948
|
2х120
|
579,6
|
4636,8
|
60,28
|
2,31
|
62,59
|
70,84
|
8,856
|
2х150
|
455,94
|
3647,5
|
47,41
|
2,52
|
49,93
|
58,93
|
11,106
|
3х70
|
708,75
|
5670
|
73,71
|
2,93
|
76,64
|
87,1
|
7,425
|
3х95
|
506,52
|
4052,16
|
52,68
|
3,194
|
55,87
|
67,27
|
10,422
|
Линию выполняем на ж/д опорах проводом АС-2х150. Строим кривую .
Рисунок 4.2 Зависимость затрат от сечения
Минимуму затрат соответствует сечение s=2х150 мм2.
Технико-экономические показатели питающих линий
Капитальные затраты:
стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем типа ВВУ20
КРУН-20:
.
Стоимость сооружений 2-х питающих линий, выполненных проводом
марки АС-2х150 на ж/б опорах в ненаселенной местности:
.
Суммарные капитальные затраты составляют:
.
Эксплуатационные расходы:
,
,
.
Годовые расчетные затраты:
.
Потери электроэнергии:
.
Расход цветного металла:
.
Технико-экономические показатели трансформаторов
Капитальные затраты:
Стоимость 2-х трансформаторов ТРДН 40000/20/10 при наружной
установке:
Стоимость 2-х выводов с выключателями ВВЧ20:
Суммарные капитальные затраты:
Приведенные потери мощности:
,
,
,
.
Эксплуатационные расходы:
.
Стоимость потерь электроэнергии:
.
Стоимость амортизационных отчислений:
.
Суммарные ежегодные отчисления на эксплуатацию:
.
Годовые расчетные затраты:
.
Потери электроэнергии:
.
Расход цветного металла:
Расчет трансформаторов связи с энергосистемой аналогичен 1-му
варианту.
Расчет электроснабжения печей. Схема и исходные данные
Рисунок 4.3 Схема внутреннего электроснабжения
1. Выключатели
Расчетные условия:
,
.
Мощность, отключаемая выключателями:
.
Ток, отключаемый выключателями:
.
Выбираем выключатель ВВД220Б - 31,5/2000 с номинальными данными:
, , , .
Выключатели для цеха №1
Расчетные условия:
,
,
,
.
Для автотрансформатора типа АТДЦТН 200000/220 напряжение короткого
замыкания между обмотками в процентах:
Uк.з
|
В-С
|
В-Н
|
С-Н
|
|
10,5%
|
32%
|
19,5%
|
Напряжение к.з. каждой обмотки:
,
,
.
Сопротивление обмоток трансформатора в относительных базисных
единицах:
,
,
.
Сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора:
.
Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:
.
Мощность, отключаемая выключателями:
.
Ток, отключаемый выключателями:
.
Выбираем выключатель типа ВВБ110-31,5/2000.
. Линии:
Питающую линию выполняем проводом марки АС. Выбор сечения по
техническим условиям:
. По нагреву расчетным током:
,
.
По условиям допустимого нагрева для нормального режима принимаем
сечение s=2х240 мм2 с допустимым током .
Проверяем сечение по условиям после аварийного режима работы:
,
,
,
.
. По условию коронирования принимаем сечение s=240 мм2.
. По условию механической прочности принимаем сечение s=240 мм2.
. По допустимой потере напряжения:
,
.
Следовательно сечение провода АС-2х240 удовлетворяет всем
техническим условиям.
Выбор сечения по экономической целесообразности
. Принимаем несколько стандартных сечений: s=2х240, 2х300, 2х400, 2х185.
. Параметры выбора экономической целесообразности заносим в
таблицу:
Таблица 4.3 Экономической целесообразности
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2х240
|
0,27
|
210
|
0,997
|
12,6
|
0,024
|
4,5
|
0,013
|
8000
|
17,946
|
2х300
|
0,21
|
220
|
1,257
|
13,4
|
|
|
|
|
22,626
|
2х400
|
0,145
|
250
|
1,66
|
14,7
|
|
|
|
|
29,88
|
2х185
|
0,39
|
161
|
0,771
|
9
|
|
|
|
|
13,878
|
Таблица 4.3 (продолжение) Экономической целесообразности
|
|
|
|
|
|
|
|
2х240
|
1020,6
|
8164,8
|
106,14
|
5,44
|
111,58
|
226,8
|
139,93
|
2х300
|
831,6
|
6652,8
|
86,48
|
5,788
|
93,268
|
241,2
|
122,42
|
2х400
|
652,5
|
5220
|
67,86
|
6,35
|
74,21
|
264,6
|
107,28
|
2х185
|
1190,2
|
9041,76
|
117,54
|
3,888
|
121,43
|
162
|
141,68
|
По значению величин ЗЛ и sТ строим
кривую .
Рисунок 4.4 Зависимость затрат от сечения.
Минимуму затрат соответствует сечение s=2х400 мм2.
Технико-экономические показатели питающей линии
Капитальные затраты: стоимость 2-х камер отходящей линии с
выключателем ВВД220Б:
Стоимость линии, питающей предприятия, выполненную проводом марки
АС-2х400 на ж/б опорах:
.
Суммарные капитальные затраты:
.
Эксплуатационные расходы:
,
.
Ежегодные эксплуатационные расходы:
.
Годовые расчетные затраты:
.
Потери электроэнергии в линии:
.
Расход цветного металла:
.
Технико-экономические показатели линий системы внешнего
электроснабжения предприятия
Таблица 4.4 показатели линий системы внешнего электроснабжения
№ вар
|
Uн
|
|
|
|
|
1 вар
|
35 кВ
|
450,38
|
114,048
|
6791,44
|
6,939 (Al)+18,6 (Cu)
|
2 вар
|
220 кВ
|
443,34
|
52,935
|
2264,699
|
8,973 (Al)+11,3 (Cu)
|
3 вар
|
20 кВ
|
411,2
|
101,409
|
6122,7
|
11,106 (Al)+12,4 (Cu)
|
Принимаем вариант 220 кВ, т.к. все же основная нагрузка идет
глубоким вводом, где необходимы меньшие потери электроэнергии, передача большей
мощности. Суммарные годовые затраты значительно меньшие, меньше оборудования,
но более сложнее в обслуживании и большой расход цветного металла [15].
5.
Система внутреннего электроснабжения
Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов
цеховых подстанций
Электроэнергия по предприятию распределительных подстанций,
комплектных трансформаторных подстанций, установленных в каждом цехе.