Электроснабжение ТОО 'Карлыгаш-К' и выбор электрооборудования

Тип:
Добавлен:

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»

1.1Технологическая 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 механизмаКол-во, шт.Рн, кВтРобщ, кВтКиспРр, кВтtППР, 1. Крыша 115335940,7411,32402. Кант. устройство611660,746,22403. Опрыскиватель615900,7632404. Вентилятор 1403551650,6115,52405. Вентилятор 105, 106, РМ 1; 44753000,61802406. Вентилятор 108, РМ 211251250,6752407. Кран-балка35,516,50,46,6328. Фрезерный станок11101100,77732ИТОГО:1466,5975,6Шламовая РМ 1. Насос32006000,63601202. Задвижки93270,410,81203. Насос дренажа111110,77,7484. Эл.калорифер110100,66485. Гидропресс15,55,50,42,232ИТОГО:653,5446,7Плавильное отделение: отм.:0,00; 4,2; 9,61. Сверлильный станок2751500,91357202. 402 401, 403. П 641 2132 75264 750,9 0,9237,6 67,5720 7203. П 61. 40111601600,91447204. Лебедка закатки422880,870,4485. Дренажный насос25,5110,77,7326. Вент. установка422880,761,61207. Ворота80,43,20,82,561208. Мастерская эл. монтеров29180,712,6-9. Токарная мастерская116160,7512-10. мастерская плотн.1330,61,8-11. Заточной станок12,22,20,61,32-12. Механизм обдува печи27,5150,913,572013. Обдув рабочего места245900,87272014. Бетономешалка122220,715,4-15. Расточной станок11201200,67212016. Г/о П. 61; 64183540,737872017. Узел подачи электродной массы26120,78,41618. Помещение деж. персонала33,510,50,55,25-19. Отопление пульт25,5110,66,6-20. Сварочные трансформаторы2751500,4601621. Дымососы от горна П 61; 6422505000,8400720ИТОГО:1901,11474,63

Таблица 1.2 Электроосвещение цеха

Наименование объектаТип освещенияКоличество светильниковР1со, кВтРобщ, кВтКиспПотребл. мощность в суткиПотребл. мощность а год, тыс кВт·гПлав. отдел161160,9345,6126,11. отм. 0,00ДРЛ12 400,7 0,48,4 160,9 0,9181,4 345,666,2 126,12. отм. +4,2ДРЛ10 22 181,0 0,4 0,2510 8,8 4,50,9 0,9 0,9216 190,08 97,278,84 69,4 35,473. отм. +9,6Л.нак ДРЛ4 36 19 10 260,2 1 0,7 0,4 0,250,8 36 13,4 4 6,50,9 0,9 0,9 0,9 0,917,28 777,6 287,28 86,4 140,46,3 283,82 104,85 31,5 51,244. отм. + 22,4Л.нак ДРЛ4 6 26 16 60,2 1 0,7 0,4 0,250,8 6 18,2 6,4 1,50,5 0,9 0,9 0,9 0,99,6 129,6 393,1 138,24 32,43,5 47,3 143,48 50,45 11,825. отм. +30Л.нак ДРЛ Л.нак.4 12 8 41 0,4 1 0,24 4,8 8 0,80,9 0,9 0,9 0,986,4 103,68 172,8 17,2851,5 37,84 63,07 6,36. отм. +34ДРЛ Л.нак4 160,25 11 160,9 0,921,6 345,67,88 126,17. Разлив. пролетЛБ-40 ДРЛ18 76 4 160,04 1 0,7 10,72 76 2,8 160,7 0,9 0,9 0,912,096 1641,6 60,48 345,64,4 599,18 22,07 126,18. Печной прол.ДРЛ Л.нак96 61 196 60,9 0,92073,6 129,6758,9 47,39. Прилег.тер.ДРЛ лапмы КГ12 14 6 40,7 0,4 0,25 28,4 5,6 1,5 80,5 0,5 0,5 0,5100,8 67,2 18 9636,5 24,52 6,57 35,0410. РМ 1-4ДРЛ Л.нак11. Освещение мостовых крановЛ.накал.310,515,50,5334,8122,212. Пульт печиДРЛ200,020,40,98,643,16

Таблица 1.3 Краткая характеристика среды и категории потребителей электрической энергии

Наименование цехаКатегория потребителяПроизводственная среда1. Цех №6IАктивная2. Цех №1IАктивная3. Цех подготовки шихты (ЦПШ) 6IIПыльная4. ЦПШ 1IIПыльная5. Административно-бытовой корпусIIIНормальная6. Газоочистка 6 цIХим. активна7. Газоочистка 1 цIХим. активна8. Склад готовой продукции (СГП 6)IIПыльная9. СГП 1IIПыльная10. Дозировочное отделение 1 цIIПыльная11. Дозировочное отделение 1 цIIПыльная12. НасоснаяIНормальная13. ГППIIНормальная14. Цех ремонта мех. оборудованияIIНормальная15. КомпрессорнаяIIНормальная16. ЖДИIIНормальная17. Автомобильно-хозяйственный цехIIIНормальная18. Участок продольной компенсации ц6IНормальная19. УПК ц №1IНормальная

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 кВНаименование потребителяРн, кВтkсРр, кВтQp, кВар1. №620000,60,6/1,33120016002. №120000,60,6/1,33120016003. ЦПШ 65000,60,75/0,883002644. ЦПШ 15000,60,75/0,883002645. АБК6000,70,8/0,754203156. Газоочистка 6 ц3000,80,85/0,62240148,87. Газоочистка 1ц2000,80,85/0,6216099,28. СГП 6 цеха10000,40,6/1,334005329. СГП 1 цеха7000,40,6/1,3328037210. Доз. 610000,50,6/1,3350066511. Доз.110000,50,6/1,3350066512. Насосная4000,750,8/0,7530022513. ГПП500,80,8/0,75403014. ЦРМО4000,60,7/1,02240244,815. Компрессорная2000,50,7/1,0210010816. ЖДЦ1000,60,6/1,33608017. АХЦ1000,60,6/1,33608018. УПК 66000,80,85/0,62480297,619. УПК 16000,80,85/0,62480297,6Потребители >1000 В13240000,80,85/0,6225920030497021980000,80,87/0,561580001810803, 445000,70,8/0,7531503937,56,730000,80,75/0,8824003196,96

Итого: ,,,

,,.

Таблица 2.2 - Определение расчетных осветительных нагрузок по цехам предприятия

ПотребителиF, м2Руд.о, кВт/м2Рп.о., кВтkс.оРр.о, кВтРрр.о, кВтQp.o+Pp.o, кВарSр, кВА1.11250161800,916213621677,7621612.11250161800,916213621677,7621613.7000151050,884384304,32489,974.7000151050,884384304,32489,975.300019570,951,3471,3339,624580,926.500014700,856296175,68344,27.500014700,856216126,08250,18.15000162400,85204604629,92872,79.15000162400,85204484470,32674,8710.45001358,50,952,65552,65690,272884,2511.45001358,50,952,65552,65690,272884,2512.200012240,8520,4320,4234,792397,2213.100013130,911,751,735,61662,7814.900169,60,87,68247,68248,486350,8415.9001210,80,88,64108,64106,147151,8816.7000151050,773,5135,5115,128176,417.480015720,750,4110,4104,192151,818.6000171020,881,6561,6336,77654,8319.6000171020,881,6561,6336,77654,83Освещение территории 500 ламп ДРЛ с ПРА по 1 ламповой схеме1000,9909043,299,83Итого:1504,128764,128604,3810232,9

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

№ цехаSр, кВА, ммα, град, м, м1216137,14392527519989255942752216137,1432252754862255942753489,9717,667915068073495,5333179,64489,9717,6679285680139641,45333179,65580,9219,2339580280336933,6162657,66344,214,868102550352805172107250,112,62931755043767,5125058872,723,57121925130807247,51134519674,8720,73151225130151845,7587733,110884,2523,733490051079582545096711884,2523,7334225465198956,25411176,212397,2215,9239005653574982244291362,786,328157535036098,52197314350,84151157521520173375430,615151,889,83294003656045255436,216176,410,6198100550176409702017644,8120,6753655600417459108018654,8320,4252925375605717,76245561,219654,8320,4252225375147336,75245561,25Итого:12393,81кВА6854188,554167101,25

Таблица 3.2 Расчетные параметры для потребителей 6 кВ

№ цехаSр, кВА, ммα, град, м, м13937,550-150680590625267750023937,550-2856801122187,5267750033196,9645-102550327688415984843196,9645-17550559468159848Итого:14268,925549164,55674696

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-СНВН-ННСН-НН12,5%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, мм2К32Т, ч1500,221497301,492411,922,8%80002*950,11346,4241,21929,62*1200,071406,7176,41411,23*950,071256,1236,2518903*700,0451346,4162,811302,481850,171617,4246,331970,64

Таблица 3.3 (продолжение) Значения технико-экономических показателей 1 варианта

SТ, мм2kл, тыс. у. е.15031,361,76433,1246340,9990,6176,32*9525,083,22528,3115,247,520,3866,952*12018,343,37621,72120,636,790,4928,8513*9524,574,6129,18164,749,760,2757,4253*7016,934,83821,77172,843,370,38610,42118525,621,68527,4866,635,80,7716,939

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, км2400,0032100,99712,62,44,50,01380003000,0022201,25713,42*1500,00143000,61793*1200,00094200,4928,6

Таблица 3.4 (продолжение) Технико-экономические показатели по II варианту (220 кВ)

2405,7245,8190,592,723,31113,417,4853003,9631,680,4122,893,3120,618,3752*1507,5660,480,7683,884,67416224,923*12010,281,651,0615,576,631232,235,6

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:

UкзВН-СНВН-ННСН-НН12,5%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

2х950,311343,3860,840,0133,54,580002х1200,231403,6766,062х1500,171494723х700,211253,183,73х950,141343,3891,26

Таблица 4.2 (продолжение) Экономические показатели питающих линий по 3 варианту

2х95755,56044,6778,582,2980,788,36,9482х120579,64636,860,282,3162,5970,848,8562х150455,943647,547,412,5249,9358,9311,1063х70708,75567073,712,9376,6487,17,4253х95506,524052,1652,683,19455,8767,2710,422

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.зВ-СВ-НС-Н10,5%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

2х2400,272100,99712,60,0244,50,013800017,9462х3000,212201,25713,422,6262х4000,1452501,6614,729,882х1850,391610,771913,878

Таблица 4.3 (продолжение) Экономической целесообразности

2х2401020,68164,8106,145,44111,58226,8139,932х300831,66652,886,485,78893,268241,2122,422х400652,5522067,866,3574,21264,6107,282х1851190,29041,76117,543,888121,43162141,68

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

№ варUн1 вар35 кВ450,38114,0486791,446,939 (Al)+18,6 (Cu)2 вар220 кВ443,3452,9352264,6998,973 (Al)+11,3 (Cu)3 вар20 кВ411,2101,4096122,711,106 (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.

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.