Электроснабжение завода по выпуску трансформаторов

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    125,42 Кб
  • Опубликовано:
    2012-04-15
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Электроснабжение завода по выпуску трансформаторов

Электроснабжение завода по выпуску трансформаторов

Введение

Развитие экономики неразрывно связано с электрификацией всех отраслей народного хозяйства. Огромное количество электроэнергии, вырабатываемой генераторами различных типов электростанций, передается потребителям, которыми являются промышленность, сельское хозяйство, строительство, транспорт и коммунальное хозяйство городов.

Передача электроэнергии от источников к потребителям производится энергетическими системами, объединяющими несколько электростанций. Энергосистемы продолжают оставаться основным источником электроснабжения потребителей электроэнергии, в том числе наиболее энергоемких, каковыми являются промышленные предприятия.

В общем балансе удельный вес промышленности и строительства составляет более 70%, поэтому вопросам электроснабжения промышленных предприятий придается большое значение. Для этого вся система распределения и потребления электроэнергии, полученной от энергосистем, строится таким образом, чтобы удовлетворялись основные требования электроприемников, находящихся у потребителей.

Реализация требований надежности, качества, экономичности обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями планов электрификации всех отраслей народного хозяйства, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий. В результате увеличивается электровооруженность труда, а это в свою очередь обеспечивает рост производительности труда и степень его механизации. Таким образом, рост электровооруженности труда определяется не только увеличением выработки электроэнергии на электростанциях, но и фактически рациональным ее использованием в различных устройствах и установках потребителей.

1. Краткое описание технологического процесса

Завод по выпуску трансформаторов, электроснабжение которого рассматривается в данном дипломном проекте, производит трансформаторы мощностью до 630 кВА.

Трансформаторы изготавливаются замкнутым циклом в специальном производственном корпусе.

Изготовление трансформаторов производится в едином технологическом потоке.

По характеру выполняемых операций, по взаимной их связи основной технологический процесс можно разделить на следующие стадии:

1)      Изготовление металлоконструкций трансформаторов;

2)      Изготовление активной части трансформаторов;

)        Общая сборка трансформаторов, испытания и сдача на склад для отгрузки потребителю.

Технологический процесс осуществляется в следующих цехах: заготовительный, цех металлоконструкций, окрасочный, механосборочный.

Согласно заказу, по чертежам и технологической карте происходит изготовление отдельных деталей.

Технологическая документация предписывает необходимое количество материала для изготовления трансформатора. Согласно объёму заказа на склады доставляется необходимое количество материала (сталь трансформаторная, металл, алюминий, медь, картон, гетинакс, текстолит, пластмасса, бумага, трансформаторное масло).

Со склада необходимое количество металла по профилям, маркам и сортименту подается в заготовительный цех для раскроя, где нарезаются необходимые заготовки, которые затем подаются в цех металлоконструкций на участок штамповки. С участка штамповки детали подаются на сварочный участок.

Готовые узлы и детали подаются в окрасочный цех на линию порошковой окраски. После этого проходят сушку в проходных печах.

Окрашенные детали и узлы подаются в механосборочный цех на сборочный конвейер.

На механическом участке механосборочного цеха производится токарная обработка, фрезеровка, нарезание резьбы и шлифование заготовок.

После механической обработки детали идут на сборку.

Для механизации работ над конвейером предусмотрен пневматический инструмент.

На обмоточном участке обмотки ВН и НН наматываются на намоточных станках. Снятые с оправки готовые обмотки рабочий укладывает на ленточный транспортер, который подает их на площадку складирования, где происходит проверка сопротивления обмоток.

Сборка трансформаторов производится на поточно-механизированной линии, состоящей из конвейеров сборки активной части трансформатора без расшихтовки и вторичной защихтовки ярма магнитопровода, выкладки и пайки схемы, окончательной сборки и испытания трансформаторов.

Активная часть трансформатора подаётся на сушку в аэродинамических печах до устойчивого значения сопротивления изоляции.

Высушенная активная часть подаётся в механосборочный цех на конвейер окончательной сборки.

Активная часть опускается в бак, на который устанавливается крышка, расширитель, изоляторы и т.д.

Бак заливается маслом. Перед заливкой в бак масло подвергают сушке, очистке и дегазации, чтобы удалить из него влагу и примеси. Для этой цели масло пропускают через центрифугу и фильтр-прессы. Очищенное масло поступает в баки для хранения, а затем насосом подаётся в расходную ёмкость, расположенную в механосборочном цехе, из которой производят заливку трансформаторов. Бак испытывается на герметичность уплотнений давлением и подается на испытательную станцию.

При прохождении последовательно через ячейки испытательной станции трансформатор испытывается на соответствие ГОСТу и подаётся на склад готовой продукции. Со склада продукция передаётся заказчику.


2. Характеристика проектируемого цеха и потребителей электроэнергии предприятия

Потребителем электрической энергии называется электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории.

Систематизацию потребителей электроэнергии осуществляют обычно по следующим основным эксплуатационно-техническим признакам:

1)   производственному назначению;

2)   производственным связям;

3)   режимам работы;

4)   мощности и напряжению;

5)   роду тока;

6)   территориальному размещению;

7)   требованиям к надежности электроснабжения;

8)   стабильности расположения электроприемников.

При проектировании электроснабжения предприятия достаточно систематизировать потребителей электроэнергии по надежности электроснабжения, режимам работы, мощности и напряжению, роду тока, используя остальные признаки как вспомогательные.

По надежности электроснабжения в соответствии с требованиями ПУЭ предприятие относится ко II категории, к которой относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта.

По режимам работы приемники электроэнергии могут быть разделены на следующие группы:

1)   продолжительный;

2)   кратковременный;

3)   повторно-кратковременный.

На проектируемом заводе по выпуску трансформаторов имеются электроприемники всех трех групп. Кроме разделения потребителей по режимам работы следует учитывать также несимметричность нагрузки, т.к. на предприятии кроме электродвигателей и печей имеются электрическое освещение, однофазные печи, однофазные сварочные трансформаторы и т.п.

По мощности, в зависимости от суммарной мощности электроприемников, применяется следующая условная градация промышленных предприятий:

1)   большие - с установленной мощностью 75 МВт и более;

2)   средние - с установленной мощностью от 5 до 75 МВт;

3)   малые - с установленной мощностью до 5 МВт.

Проектируемое предприятие можно отнести к средним, поскольку его установленная мощность порядка 20 МВт.

По надежности электроснабжения в соответствии с требованиями ПУЭ проектируемый участок механосборочного цеха относится ко II категории, т.к. при перерыве в электроснабжении оборудования, установленного в цехе, происходит массовый недоотпуск продукции, массовый простой рабочих, механизмов и станков. Станки, установленные в цехе, работают в продолжительном режиме работы. Мостовые краны имеют повторно-кратковременный характер работы. Производственное оборудование работает на номинальном напряжении 380 В. Освещение имеет номинальное напряжение 220 В. Двигатели производственных механизмов и станков работают на переменном токе промышленной частоты.


3. Выбор электродвигателей, их коммутационных и защитных аппаратов

3.1   Выбор электродвигателей технологического оборудования

Электродвигатели для привода производственных механизмов выбираются по напряжению, мощности, режиму работы, частоте вращения и условиям окружающей среды.

Принимаем напряжение цеховой сети 380 В, на это же напряжение производим выбор двигателей. Для производственных механизмов обычно используют электродвигатели с частотой вращения поля статора 1500 об/мин. Для нерегулируемых приводов следует широко применять электродвигатели переменного тока серии АИР.

В качестве электродвигателей крановых механизмов используем асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором типа MTKF, мощность которых дана в таблицах справочной литературы с учетом повторно-кратковременного режима работы (ПВ = 40%).

Покажем пример выбора электродвигателей для оборудования участка механосборочного цеха. По мощности электродвигатели выбираем таким образом, чтобы суммарная номинальная мощность двигателей обеспечивала мощность приводного механизма

Рном.д ³ Рмех., (3.1)

где Рном.д - номинальная мощность двигателя, кВт;

Рмех. - мощность приводного механизма, кВт.

Так для станка №1 (станок сверлильный) с Рмех=5,0 кВт по [2] выбираем электродвигатель АИР112М4 Рном.д = 5,5 кВт, cos j = 0,88,

h = 0,875, Iпуск / Iном = 7,0.

Рном.д =5,5 > Рмех =5,0 кВт.

Выбор электродвигателей для остальных станков аналогичен. Данные сводим в таблицу 3.1.

Номинальный ток электродвигателя определяется по выражению, А

, (3.2)

где Рном - номинальная мощность двигателя, кВт;

Uном - номинальное напряжение, В;

hном - КПД при номинальной нагрузке;

cosjном - номинальный коэффициент мощности.

Пусковой ток двигателя находим по формуле, А

Iпуск = kпуск × Iном, (3.3)

где kпуск - кратность пускового тока по отношению к Iном.

Определим номинальный ток для двигателя станка №1 (станок сверлильный) по формуле (3.2). Из таблицы 3.1 выписываем данные по двигателю: АИР112М4, Рном=5,5 кВт, hном=87,5%, cosjном=0,88, кп=7.

, А.

Пусковой ток для двигателя рассчитаем по формуле (3.3), А

Iпуск =7×10,9=76,3, А.

Для остальных двигателей расчёт аналогичен. Результаты вычислений сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Результаты выбора электродвигателей и расчёта токов

ТИП СТАНКА

Рмех, кВт

Робщ, кВт

ТИП ДВИГАТЕЛЯ

Рном, кВт

КПД

cosφн

kп

kи

cosφс

Iнд, А

Iр, А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1

Сверлиль-ный

5,0

5,5

АИР 112М4

5,5

87,5

0,86

7

0,2

0,65

10,85

10,85

2

Токарный

8,5

9

АИР 132S4 АИР 80В4

7,5 1,5

87,5 78,0

0,86 0,83

7,5 7,5

0,2 0,2

 0,65

15,14 3,52

15,14

3

Расточной

25

26

АИР 160S4 АИР 112М4 АИР 112М4

15 5,5 5,5

89,5 87,5 87,5

0,89 0,88 0,88

7 7 7

  0,15

 0,5

28,61 10,85 10,85

 28,61


Номинальная мощность электродвигателей повторно-кратковременного режима (кран-балка), должна приводиться к продолжительному режиму по формуле, кВт

Рном.д ³ Рп ×, (3.4)

где Рп - паспортная мощность электродвигателя, кВт;

ПВп - паспортная продолжительность включения в относительных величинах.

Определим номинальную мощность двигателя, приведённую к продолжительному режиму, для двигателя кран-балки: МТКF 211 - 6, Рп=7,5 кВт и ПВ=40% по формуле (3.4)

Рном.д = 7,5 × =4,7, кВт.

Расчет номинальной мощности для остальных электродвигателей кран-балки аналогичен. Результаты сводим в таблицу 3.2.

Таблица 3.2. Результат выбора электродвигателей для кран-балки

ТИП ДВИГАТЕЛЯ

Рмех, кВт

Рп, кВт

Рном, кВт

ПВ, %

КПД, %

сos j

Iном, А

Iпуск, А

1

МТКF 211-6

7

7,5

4,7

40

75,5

0,77

19,5

78

2

МТКF 112-6

5

5,0

3,2

40

74,0

0,74

13,8

35

3

МТКF 112-6

5

5,0

3,2

40

74,0

0,74

13,8

35

3.2    Выбор магнитных пускателей и тепловых реле

Магнитные пускатели предназначены для дистанционного управления асинхронными электродвигателями. С их помощью также осуществляется нулевая защита. В данном дипломном проекте применяем пускатели серии ПМЛ. Условие выбора магнитного пускателя следующее

Iном.п ³ Iном.д, (3.5)

где Iном.п - номинальный ток пускателя;

Iном.д - номинальный ток двигателя.

Тепловой элемент магнитного пускателя выбираем из условия

Iтэ ³ Iном.д, (3.6)

где Iтэ - ток теплового элемента.

Необходимо также учитывать место установки реле (в защищённом кожухе магнитного пускателя или на открытой панели) и температуру помещения.

Рассмотрим пример выбора магнитного пускателя для станка №1 в котором установлен двигатель типа АИР112М4 мощностью 5,5 кВт. Номинальный ток для этого двигателя равен 10,9 А (по таблице 3.1). Выбор магнитного пускателя и теплового реле производим по условиям (3.5) и (3.6) из [2]. Окончательно принимаем к установке магнитный пускатель типа ПМЛ221002 Iном.п= 22 А; а также теплового реле типа РТЛ101604 Iтэ=12 А, предел регулирования (9,5 - 14).

Аналогичные расчёты производим для всех двигателей станков и результаты вычислений сводим в таблицу 3.3.

3.3 Выбор защитных аппаратов

В качестве аппаратов защиты электроприёмников и электрических сетей промышленных предприятий от коротких замыканий широко следует применять плавкие предохранители, не допуская необоснованного применения автоматических выключателей. В дипломном проекте будем применять плавкие предохранители с наполнителем типа ПН2.

Выбор плавкой вставки предохранителя производим по двум условиям.

Номинальный ток плавкой вставки Iвс предохранителя определяется по величине длительного расчетного тока Iр

Iвс ³ Iр, (3.7)

и по условию перегрузок пусковыми токами

, (3.8)

где Iкр - максимальный кратковременный (пиковый) ток, А;

a - коэффициент кратковременной тепловой перегрузки, который при легких условия пуска принимается равным 2,5, а при тяжелых - 1,6.

При выборе предохранителя для одного электродвигателя в качестве Iр принимается его номинальный ток Iном, а в качестве Iкр - пусковой ток двигателя Iпуск.

Пиковый ток группы электроприёмников определяется по формуле, А

Iкр = Iпм +(Iр - ки×Iном.м)    (3.9)

где Iпм - наибольший из пусковых токов электроприемников в группе, А;

Iр - длительный расчетный ток линии, А;

ки - коэффициент использования;

Iном.м - номинальный ток двигателя с максимальной мощностью, А.

По условию селективности номинальные токи плавких вставок двух последовательно расположенных предохранителей по направлению потока энергии должны различаться не менее чем на две ступени.

При осуществлении защиты автоматическими выключателями в данном дипломном проекте применяем выключатели серии ВА с комбинированным расцепителем. Номинальные токи автоматического выключателя Iном.а и его расцепителя Iном.р выбираем по длительному расчётному току линии исходя из условий

Iном.а ³ Iр; (3.10)

Iном.р ³ Iр. (3.11)

Ток срабатывания электромагнитного расцепителя Iср.э. проверяем по максимальному кратковременному току линии

Iср.э. ³ 1,25×Iкр. (3.12)

Для определения тока срабатывания электромагнитного расцепителя Iср.э. определяем коэффициент токовой отсечки

 (3.13)

Принимаем стандартный коэффициент токовой отсечки. Ток срабатывания электромагнитного расцепителя Iср.э определяем по выражению, А

Iср.э.то ×Iном.р. (3.14)

Рассмотрим пример выбора автоматических выключателей для главного и вспомогательного двигателей токарного станка №2. Данные для расчёта берём из таблицы 3.1.

Выбор автоматического выключателя для главного двигателя производим по условиям (3.10) и (3.11)

Iном.а ³ 15,1 А;

Iном.р ³ 15,1 А.

Выбираем автоматический выключатель из [2] типа ВА 51Г-25 с Iном.а = 25А, Iном.р =16 А.

Определяем коэффициент токовой отсечки по выражению (3.13)

Принимаем по [2] стандартный коэффициент токовой отсечки кто=14.

Определяем ток срабатывания электромагнитного расцепителя по (3.14)

Iср.э. =14×16=224 А.

Ток срабатывания электромагнитного расцепителя Iср.э. проверяем по условию не срабатывания при пуске двигателя (3.12)

³1,25×113,3=141,6 А.

Условие выполняется, следовательно, автоматический выключатель при пуске не сработает. Окончательно принимаем к установке автоматический выключатель серии ВА 51Г-25 с Iна = 25 А, Iнр =16 А.

Для вспомогательного электродвигателя данного станка выбор автоматического выключателя аналогичен. Результаты вычислений сводим в таблицу 3.3.

При выборе аппарата защиты многодвигательного электропотребителя необходимо учитывать следующие формулы для определения расчётного тока.

Эффективное число группы электроприёмников определяется по формуле

, (3.15)

где п - число электроприёмников в группе, шт.;

рном.i - номинальная активная мощность i-го электроприёмника, кВт.

Расчётная активная нагрузка группы электроприёмников определяется по формуле, кВт

, (3.16)

где ки - коэффициент использования электроприёмника, определяемый по [2];

кр - коэффициент расчётной нагрузки, принимаемый в зависимости от пэф и ки по [2].

Расчётная реактивная нагрузка группы электроприёмников определяется по выражению.

. (3.17)

Расчётный ток группы электроприёмников определяется по формуле, А:

 (3.18)

Рассмотрим пример выбора защитного аппарата (предохранителя) для токарного станка №2. Данные для расчёта берём из таблицы 3.1.

Эффективное число группы электроприёмников определяем по (3.15)

Принимаем nэф=1. По [2] определяем коэффициент расчётной нагрузки: кр=1,33.

Расчётную активную нагрузку группы электроприёмников определяем по (3.16)

Рр=4,0×(7,5×0,2+1,5×0,2)=7,2 кВт.

Расчётная реактивная нагрузка группы электроприёмников определяется по (3.17)

Qр=1,1×(7,5×0,2×1,17+1,5×0,2×1,17)=2,32 квар.

Расчётный ток группы электроприёмников определяется по (3.18)

Пиковый ток для станка определяем по выражению (3.9)

Iпик=113,55+(11,49 - 0,2×15,14)=122,01 А.

Так полученное значение расчётного тока меньше номинального значения тока наиболее мощного двигателя, то за рассчитанный ток станка принимаем ток наибольшего двигателя.

Выбор плавкой вставки предохранителя производим по условиям (3.5) и (3.6)

Iвс ³ 15,14 А,

Исходя из расчётов выбираем предохранитель типа ПН2-100, Iвс=50 А.

Для остальных станков, имеющих 2 и более электродвигателей, все расчёты производим аналогично и результаты вычислений сводим в таблицу 3.1, 3.3.

Таблица 3.3 Результаты выбора и технические данные магнитных пускателей, тепловых реле, предохранителей, автоматических выключателей

Iнд, А

Iр, А

Iпик, А

ТИП ПУСКАТЕЛЯ

Iпик, А

ТИП ТЕПЛОВОГО РЕЛЕ

Iсред, А

ТИП ПРЕДОХРАНИТЕЛЯ

Iн пр, А

Iвс, А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

10,85

10,85

75,95

ПМЛ 210004

25

РТЛ 101604

12

ПН2-100

100

31,5

2

15,14 3,52

15,14

122,01

ПМЛ 210004 ПМЛ 110004

25 10

РТЛ 102104 РТЛ 100804

16 3.2

ПН2-100

100

50

3

28,61 10,85

28,61

224,59

ПМЛ 310004 ПМЛ 210004

40 25

РТЛ 20S304 РТЛ 101604

27.5 12.0

ПН2-100

100

100

4

42,69 15,14 2,75

 42,69

 311,64

ПМЛ 410004 2*ПМЛ210004 ПМЛ 110004

63 25 10

РТЛ 205704 2*РТЛ102104 РТЛ 100804

45 16 3.2

А3710Б

Iна= 160

Iр=50

5

21,95 4,97

 21,95

 183,29

ПМЛ 210004 ПМЛ 110004

25 10

РТЛ 102204 РТЛ 101004

ПН2-100

100

80

6

15,14 10,85

 15,65

 127,08

ПМЛ 210004 ПМЛ 210004

25 25

РТЛ 102104 РТЛ 101604

16 12

ПН2-100

100

63

7

15,14

15,14

113,65

ПМЛ 210004

25

РТЛ 102104

16

ПН2-100

100

50

8

21,95

21,95

164,63

ПМЛ 210004

25

РТЛ 102104

21,5

ПН2-100

100

80

9

15,14 1,69

15,14

125,66

ПМЛ 210004 ПМЛ 110004

25 10

РТЛ 102104 РТЛ 100704

16 2,0

ПН2-100

100

50

10

42,69

42,69

277,49

ПМЛ 410004

63

РТЛ 205704

45

А3710Б

Iна= 160

Iр=50

11

6,7

6,7

46,9

ПМЛ 110004

10

РТЛ 101204

6,8

ПН2-100

100

31,5

12

8,51

8,51

59,57

ПМЛ 110004

10

РТЛ 101404

8,5

ПН2-100

100

31,5

13

4,97

4,97

32,31

ПМЛ 110004

10

РТЛ 101004

5,0

ПН2-100

100

31,5

14

28,61

28,61

200,27

ПМЛ 310004

40

РТЛ 205304

27,5

ПН2-100

100

100

15

21,95 8,51

 21,95

 182,19

ПМЛ 210004 ПМЛ 110004

25 10

РТЛ 102204 РТЛ 101404

21,5 8,5

ПН2-100

100

80




4. Определение электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок будем производить методом расчетных коэффициентов. Исходной информацией для выполнения расчётов по данному методу является перечень электроприёмников с указанием их номинальных мощностей Рном. Для каждого электроприёмника по справочной литературе подбираются средние значения коэффициента использования ки, коэффициентов активной (cosj) и реактивной (tgj) мощности. При наличии интервальных значений ки рекомендуется принимать большее.

Расчетную активную нагрузку группы электроприемников определяем по выражению, кВт

,                                              (4.1)

где кр - коэффициент расчетной нагрузки, определяем по зависимости кр = f(nэ, ки.ср.вз.).

ки.ср.вз - средневзвешенный коэффициент использования определяемый по формуле

,                                            (4.2)

где ки.i - коэффициент использования i-го электроприемника;

рном.i - номинальная мощность i-го электроприемника;

пэф - эффективное число электроприемников, определяемое по (3.15)

Расчетную реактивную мощность группы электроприёмников определяем по (3.17).

Полная расчетная нагрузка группы электроприёмников, кВА

.                    (4.3)

Тогда расчетный ток для группы электроприёмников, А

.                                            (4.4)

По значению найденного тока выбираются сечения проводов, кабелей, распределительные пункты и шинопроводы.

Пиковый ток группы определяем по формуле, А

Iкр = Iпм +(Iр - ки×Iном.м) (4.5)

где Iпм - пусковой ток самого мощного электроприёмника в группе, А;

Iном.м - номинальный ток самого мощного электроприёмника в группе, А;

ки - коэффициент использования, характерный для самого мощного электроприёмника.

Электроприёмники участка механосборочного цеха подключены к общему распределительному устройству. Для расчета электрических нагрузок объединим электропотребители в группы и результаты сведём в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Исходные данные для расчёта электрических нагрузок по цеху.

№ в таблице 3.1

КОЛИЧЕСТВО ДВИГАТЕЛЕЙ

Рном, кВт

kи

cosφ

tgφ

1

2

3

4

5

6

1 группа.

3

2 4

15 5,5

0,15 0,15

0,5 0,5

1,73 1,73

6

2 2

7,5 5,5

0,14 0,14

0,5 0,5

1,73 1,73

14

1

15

0,7

0,8

0,75

10

2

22

0,2

0,6

1,33

5

1

11 2,2

0,15 0,15

0,5 0,5

1,73 1,73

2 группа.

1

11

5,5

0,2

0,65

1,17

5

4 4

11 2,2

0,15 0,15

0,5 0,5

1,73 1,73

3

2 4

15 5,5

0,15 0,15

0,5 0,5

1,73 1,73


Для группы №1 определим методом расчетного коэффициента расчетные мощности (Pр, Qр, Sр) и расчетный ток (Iр).

Коэффициенты использования и коэффициенты мощности примем [3] согласно типу электроприемника.

Определим групповой коэффициент использования по (4.2)

Определяем эффективное число электроприемников пэф по (3.15)

пэф =

Принимаем пэф =11.

По зависимости кр=f(nэф, ки.ср.вз) из [2] определяем кр: кр =1,34.

Определим расчетную активную мощность по (4.1)

Рр=1,3×32,72=42,54 кВт.

Определим расчетную реактивную мощность по (3.17)

Qр=(2×(15+5,5+5,5)×0,15×1,73+2×(7,5+5,5)×0,14×1,73+15×0,7×0,75+2×22×0,2×1,33+(11+2,2)×0,15×1,73)*1,1=47,08 квар.

Полная расчетная нагрузка группы электроприёмников определяется по (4.3)

 кВА.

Тогда расчетный ток для группы электроприёмников определяем по (4.4)

=96,41 А.

Пиковый ток группы определяем по формуле (4.5)

Iкр = 277,49 +(96,41 - 0,2×42,69)=365,36 А.

Для остальных групп расчет электрических нагрузок производим аналогично и результаты вычислений сводим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2. Результаты расчёта электрических нагрузок по цеху

№ группы

ΣРном i, кВт

ΣРномi* *kи

ΣРномi* *kи*tgφ

n

nэф

kи

kр

Рр, кВт

Qр, квар

Sр, кВ*А

Iр, А

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

150,2

32,72

42,80

15

10

0,22

1,34

42,54

47,01

63,45

96,41

2

247,45

42,57

60,81

39

29

0,17

1,15

48,95

60,81

78,25

118,89

3

433,2

76,07

105,90

64

38

0,18

1,054

80,18

105,90

132,83

201,81

4

330,2

53,11

83,69

50

35

0,16

1,128

59,91

83,69

102,92

156,32




5. Выбор схемы и расчёт внутрицеховой электрической сети

Схемы электроснабжения приемников электрической энергии промышленных предприятий зависят от мощности отдельных приемников, их количества, распределения по территории и других факторов и должны отвечать следующим требованиям:

1)      обеспечить необходимую надежность электроснабжения в зависимости от категории приемников;

2)      быть удобными в эксплуатации;

)        иметь оптимальные технико-экономические показания по капитальным затратам, расходу цветных металлов, эксплутационным расходам и потерями энергии;

)        допускать применение индустриальных и скоростных методов монтажа.

Цеховые сети делят на питающие, которые отходят от источника питания, и распределительные, к которым присоединяются электроприемники.

Схемы электрических сетей могут выполняться радиальными, магистральными и смешанными.

Радиальные схемы характеризуются тем, что от источника питания отходят линии, питающие электроприемники или группы, распределительные пункты, от которых в свою очередь отходят самостоятельные линии, питающие прочие мелкие электроприемники.

Магистральные схемы находят небольшие применения при равномерном распределении нагрузки по площади цеха.

Для питания значительного числа электроприемников небольшой мощности, расположенных компактно по площади цеха, следует применять распределительные шинопроводы.

Радиальные схемы распределительных сетей с силовыми РП следует предусматривать в тех случаях, когда применение распределительных шинопроводов препятствуют условия среды, территориальные размещение электроприемников, наличие кранов и другие местные условия.

При радиальных схемах питания рекомендуется использовать силовые распределительные шкафы серии ШР11 по [2]. Наиболее часто применяются смешанные схемы, учитывающие особенности радиальных и магистральных схем.

При построении схем необходимо стремиться к тому, чтобы длина линии была минимальной. Следует также исключать или сводить к минимуму случай обратного потока мощности.

В данном проекте применяем смешанную схему электроснабжения.

5.1   Выбор сечений жил проводов и кабелей

Сечения жил проводов и кабелей напряжением до 1кВ по нагреву определяем в зависимости от расчётных значений длительно допустимых токовых нагрузок Iдоп из соотношения

 (5.1)

где Iр - расчётный ток проводника, А;

кп - поправочный коэффициент на условие прокладки проводов и кабелей (при нормальных условиях прокладки кп=1).

При определении количества проводов, прокладываемых в одной трубе, или жил многожильного проводника, нулевой рабочий проводник, а также заземляющие и нулевые защитные проводники в расчёт не принимаем.

Для цеховых электрических сетей принимаем провода и кабели с алюминиевыми жилами, проложенные в трубах.

По механической прочности минимальные сечения алюминиевых жил проводов и кабелей для присоединения к неподвижным электроприёмникам внутри помещений должны быть не менее 4 мм2 при прокладке на изоляторах, 2,5 мм2 - при других способах прокладки.

Сечение нулевого провода следует принимать равным или большим половины фазного сечения, но не меньше чем того требует механическая прочность.

Выбранные проводники должны соответствовать их защитным аппаратам, что проверяем по условию

 (5.2)

где кз - кратность длительно допустимого тока провода или кабеля по отношению к номинальному току или току срабатывания защитного аппарата, определяемая по [2];

Iз - номинальный ток или ток срабатывания защитного аппарата, А.

Рассмотрим пример выбора питающих проводов для вертикально-сверлильного станка №14, имеющего один электродвигатель мощностью Рном=7,5 кВт, расчётный ток Iр=15,1 А. Т.к. для защиты линии используется предохранитель типа ПН2-100/50, то кз=0,33 по [2], Iз=50 А.

Принимаем для питания электродвигателя провод марки АПВ - 5 (1´2,5), Iдоп=19 А. по [2].

Пример выбора питающих проводов для токарного станка №2, состоящего из 2 электродвигателей: Рн1=7,5 кВт, Iр1=15,1 А; Рн2=1,5 кВт,

Iр2=3,5 А. Расчётный ток линии Iр=12,9 А. Т.к. для защиты линии используется предохранитель типа ПН2 - 100/50, то кз=0,33, Iз=50 А.

Окончательно принимаем по [2] провод марки АПВ 5 (1´2,5), Iдоп=19 А. Выбор проводов для остальных станков производим аналогично и результаты расчётов сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1. Результаты выбора проводов

№ оборудования в таблице 3.1.

Сечение и марка питающего провода

Расчётный ток Iр, А

Длительно доп. ток проводов Iдоп, А

1

2

3

4

1

АПВ 5 (1*2,5)

10,85

19

2

АПВ 5 (1*2,5)

15,14

19

3

АПВ 5 (1*5)

28,61

30

4

АПВ 5 (1*10)

42,69

5

АПВ 5 (1*3)

21,95

22

6

АПВ 5 (1*2,5)

15,65

19

7

АПВ 5 (1*2,5)

15,14

19

8

АПВ 5 (1*3)

21,95

22

9

АПВ 5 (1*10)

15,14

19

10

АПВ 5 (1*2,5)

42,69

47

11

АПВ 5 (1*2,5)

6,7

19

12

АПВ 5 (1*2,5)

8,51

19

13

АПВ 5 (1*2,5)

4,97

19

14

АПВ 5 (1*5)

28,61

30

15

АПВ 5 (1*3)

21,95

22

Кран

АПВ 5 (1*2,5)

17,2

19

.2 Выбор шинопроводов и распределительных шкафов

Магистральный шинопровод выбираем по номинальному току питающего трансформатора. Источником питания в цехе является двухтрансформаторная КТП 2*1000 кВА (выбор цеховых трансформаторов рассмотрен в разделе 7).

Выбираем по [2] магистральный шинопровод ШМА4-1600 на номинальный ток Iн=1600 А и степенью защиты IP44.

Для питания 2, 3, 4 групп применяем распределительные магнитопроводы серии ШРА4-250, условие выбора

, (5.3);

где Iн - номинальный ток шинопровода, А.

Рассмотрим выбор для 2-й группы, Iр=118,61 А. Выбираем шинопровод ШРА4-250, Iном=250 А.

Для остальных групп выбор происходит аналогично, результаты сведены в таблицу 5.2.

Сечение кабелей питающих распределительных устройств выбираем по (5.1), (5.2) для 2-й группы.

Выбираем кабель АВВГ 3 (1*70)+1*35 Iдоп=140 А, проложенный в воздухе.

Таблица 5.2. Параметры распределительных устройств

№ группы

Iр, А

Тип распред-устройства

Тип силового ящика

Предохрани-тель в силовом ящике

Сечение питающего кабеля

1

2

3

4

5

6

1

96,45

ШР11-73711

-

-

АВВГ 3 (1*50)+1*25; Iдоп=110 А

2

118,61

ШРА4-250

-

-

АВВГ 3 (1*70)+1*35; Iдоп=140 А

3

201,81

ШРА4-250

-

-

АВВГ 3 (1*150)+1*95; Iдоп=235 А

4

156,37

ШРА4-250

-

-

АВВГ 3 (1*95)+1*50; Iдоп=170 А

5

55,41

ШР11-73705

-

-

АВВГ 4 (1*16); Iдоп=60 А

6

58,61

ШР11-73705

-

-

АВВГ 4 (1*16); Iдоп=60 А

7

17,25

ШМТ-АУ2

ЯРП11-311

ПН2-250/80

АВВГ 4 (1*4); Iдоп=27 А

.3 Выбор троллейных линий

Питание кран-балок осуществляется при помощи троллейных линий.

Расчет троллейных линий сводится к выбору типа троллейного шинопровода, удовлетворяющего условиям нагрева и допустимой потере напряжения. При этом должно выполнятся следующее условие

Iном > Ip. (5.4)

где Iном - номинальный ток шинопровода, А;

Iр - расчётный ток троллейной линии, А.

Расчётный ток троллейной линии определяем по формуле, А

 (5.5)

где Рп - потребляемая мощность крановой установки при номинальной нагрузке, кВт;

к30 - коэффициент спроса для крановой установки определяемый в зависимости от режима работы и от nэф крановой установки;

tgj - среднее значение реактивной мощности.

Потребляемая мощность кран-балки определяется по формуле, кВт

 (5.6)

где п - число двигателей;

рном.i - номинальная мощность двигателя при ПВ = 100%, кВт;

hном.i - КПД двигателя.

Потеря напряжения в троллейном шинопроводе, %

, (5.7)

где Iпик - пиковый ток группы крановых двигателей, А;

rш и xш - активное и реактивное сопротивления расчётного участка шинопровода, Ом/км.

Пиковый ток группы двигателей кран-балки определим по выражению, А

, (5.8)

где Iп.макс - наибольший из пусковых токов двигателей в группе, А;

Iном.макс. - номинальный ток наибольшего двигателя, А.

Напряжение на зажимах двигателей кранов во всех режимах работы должно быть не ниже 80% номинального.

В качестве примера произведём выбор троллейного шинопровода питающего кран-балку.

По формуле (5.6) определим потребляемую мощность кран-балки

кВт.

Определим эффективное число электроприёмников по (3.15)

.

Принимаем пэф =2.

В зависимости от пэф и режима работы крана определим коэффициент спроса кран-балки по [4]. к30 = 0,55.

По формуле (5.5) определим расчётный ток троллейной линии

=24,9 А.

По выражению (5.8) определим пиковый ток группы двигателей кран-балки

 А.

По [2] выбираем троллейный шинопровод типа ШМТ - АУ2 (Iн =250 А, rш=0,474 Ом/км, хш = 0,15 Ом/км).

По условию (5.4)

А > 24,9 А.

По формуле (5.7) определим потерю напряжения в троллейном шинопроводе

=0,75%.

Потери напряжения не превышают допустимой величины, следовательно шинопровод выбран правильно.


6. Светотехнический расчёт цеха

В цехе применяется система общего равномерного освещения. Общее равномерное освещение применяют при относительно невысокой точности выполняемых работ, большой плотности рабочих мест, возможности выполнения работ в любой точке помещения и отсутствии специальных требований к качеству освещения. В цехе применяется 2 вида освещения: рабочее и аварийное. Рабочее освещение служит для обеспечения нормальной освещенности на рабочих местах. Аварийное освещение служит для эвакуации людей при аварийном отключении рабочего освещения. Аварийное освещение для безопасной эвакуации предусматривается в помещениях с числом работающих более 50 человек, в местах, опасных для прохода в темноте. При нормальных условиях работы оба вида освещения совместно обеспечивают требуемую освещённость. Аварийное освещение для эвакуации людей должно создавать освещённость на полу не менее 0,5 лк. Аварийное освещение осуществляется лампами накаливания и должно быть отделено от сети рабочего освещения, получая питание от независимого источника.

Согласно СНиП, для общего освещения промышленных помещений следует применять газоразрядные лампы для работ I-VII разрядов, а в помещениях без естественного освещения при постоянном пребывании работающих - независимо от разряда. Величина требуемой освещённости производственных помещений принимается по [5].

6.1 Выбор светильников и их размещение

Для светильников ГОСТ 13828-74 устанавливает следующие основные типы кривых силы света (КСС): К - концентрированная; Г - глубокая; Д - косинусная; Л - полуширокая; М - равномерная; Ш - широкая; С - синусная. В [6] для каждого типа светильников указывается соответствующий тип кривой.

При общем равномерном освещении с увеличением расчётной высоты и нормированной освещённости следует выбирать более концентрированное светораспределение. При наибольшем значении этих параметров рекомендуется принимать КСС типов К или Г, при средних - Г, при малых - Д.

Расчётная высота подвеса светильников находится по формуле, м

Нр = H - hс - hр, (6.1)

где Н - высота помещения, м. Принимаем Н = 8,4 м;

hр - высота рабочей поверхности над полом, м. Принимаем hр = 1 м;

hc - расстояние от точки крепления до светильника. Принимаем hc = 0,4 м.

Нр = 8,4 - 1 - 0,4 = 7 м.

При общем равномерном освещении отношение расстояний между соседними светильниками или рядами светильников L к высоте их установки Нр над освещаемой поверхностью выбирается в зависимости от типа КСС светильников по [2]. Для КСС типа Г отношение L/Hp=(0,8 ¸1,1). Из этого отношения

L=(0,8 ¸1,1) Нр (6.2)

L=(0,8 ¸1,1)×7=5,6 ¸ 7,7 м.

Принимаем L=6 м.

Расстояние от крайних рядов светильников до стен l принимается в пределах (0,3¸0,5)×L, в зависимости от наличия вблизи стен рабочих мест.

l=(0,3¸0,5)×L, (6.3)

l=(0,3¸0,5)×6=1,8¸3,0 м.

Принимаем l=3 м.

Число рядов светильников R определяется по формуле

, (6.4)

где В-ширина помещения, м;

l - расстояние от крайних светильников до стены, м.

.

Число светильников в ряду NR находится из выражения, шт.

, (6.5)

где А - длина помещения, м.

.

По полученным данным на плане помещения, вычерченном в масштабе, производим расположение светильников.

Схема расположения светильников и их количества приведена на листе 5 графической части проекта.

При общем равномерном освещении для ламп ДРЛ применяем светильники типа РСП 05 по [2]. При аварийном освещении для ламп накаливания применяем светильники типа НСП 17.

6.2 Расчёт освещённости

Основной задачей данного расчёта является определение числа и мощности ламп светильников, необходимых для обеспечения заданной освещённости. При освещении лампами накаливания и лампами типа ДРЛ число и месторасположение светильников намечают до светотехнического расчёта, а в процессе расчёта определяют необходимую мощность лампы. При выборе лампы стандартной мощности допускается отклонение её светового потока от расчётного в пределах от -10% до +20%. При невозможности выбрать лампу, поток которой соответствует этим пределам, изменяют число светильников.

Расчёт общего равномерного освещения горизонтальных поверхностей при отсутствии крупных затемняющих предметов должен производится методом коэффициента использования светового потока. Для расчёта освещения произвольно расположенных поверхностей, а также аварийного освещения применяется точечный метод.

6.2.1 Метод коэффициента использования светового потока

Данный метод применяем для расчёта общего равномерного освещения помещения. При этом световой поток одной лампы определяем по формуле, лм

, (6.6)

где Е - нормируемая наименьшая освещённость, лк;

К - коэффициент запаса (для ламп накаливания К=1,3¸1,7; для газоразрядных ламп К=1,5¸2,0);

F - освещаемая площадь, м2;

Z - отношение средней освещённости к минимальной (Z=1,1¸1,15);

N - количество светильников, шт.;

h - коэффициент использования светового потока.

Коэффициент использования светового потока для каждого типа светильника определяют в зависимости от коэффициентов отражения: потолка rп, стен rс, рабочей поверхности rр, определяемых по [6], а также в зависимости от индекса помещения по [2].

Индекс помещения находим по формуле

, (6.7)

По [2] для rп=0,5; rс=0,3; rр=0,1, при i=3,21 для КСС типа Г3 h=0,86.

 лм.

По найденной величине светового потока Ф подбираем лампу типа ДРЛ 400 мощностью 400 Вт, со световым потоком 23 000 лм и типом цоколя Е40/45. Превышение светового потока принятой лампы над расчётным световым потоком составляет 5,8%, что допустимо.

Произведем расчет во вспомогательных помещениях. Участок ОТК имеет следующие размеры: А = 12 м; В = 6 м; Н = 3 м; hC = 0 м; hР = 0,8 м. Принимаем к установке светильники ЛСП12 с люминесцентными лампами.

Произведем расчет освещения участка ОТК. При освещении люминесцентными лампами задаемся числом рядов светильников R = 2, а также типом и мощностью ламп (ЛБ, РЛ = 40 Вт).

Требуемое число светильников в ряду находят по выражению

; (6.8)

где m - число ламп в светильнике, шт.;

R - число рядов, шт.

По формуле (6.1) расчетная высота подвеса светильников

Hp=3-0-0,8=2,2 м.

По формуле (6.7) индекс помещения

По таблице П5.2 [7] при ρп = 0,5; ρс = 0,3; ρр = 0,1 и i =1,82 находим коэффициент использования η = 0,731. Для лампы ЛБ - 40 Ф = 3200 лм. Принимаем нормируемую наименьшую освещенность Е = 300 лк.

Число светильников в ряду по (6.6)

Принимаем NR = 5 шт. Общее количество светильников на участке ОТК

N = NR.R = 5.2 = 10.

В зависимости от типа кривой силы света из отношения L/НР = (0,8…1,1) определяем L = (0,8…1,1). 2,2 = 1,76…2,42 м. Принимаем L = 2 м. Из соотношения l = (0,3…0,5).L находим l = (0,3…0,5). 2 = 0,6…1 м. Принимаем l = 0,8 м.

 (6.9)

 (6.10)

Действительные расстояния между рядами светильников и лампами в ряду определяем по формулам (6.9) и (6.10).

 м;

 м.

По полученным данным на плане цеха, вычерченном в масштабе, производится окончательное уточнение расположения светильников и их количества.

Расчет рабочего освещения для остальных вспомогательных помещений аналогичен приведенному выше.

Таблица 6.1 - Результаты расчета освещения вспомогательных помещений

ПОМЕЩЕНИЕ

Е, лк

А, м

В, м

i

NR

LB

LR

ТИП СВЕТИЛЬНИКА

Комната мастера

300

6

6

1,36

3

4,0

2,0

ЛСП-12

Участок ОТК

300

12

6

1,82

5

4,0

2,5

ЛСП-12

Инструментальная кладовая

300

12

6

1,82

5

4,0

2,5

ЛСП-12

Табельная

300

6

6

1,36

3

4,0

2,0

ЛСП-12


6.2.2 Точечный метод

Точечный метод позволяет определить освещённость в контрольной точке при заданном расположении источников света. В основу данного метода положены пространственные кривые условной горизонтальной освещённости (изолюксы). Эти кривые составлены для стандартных светильников при световом потоке условной лампы 1000 лм в прямоугольной системе координат в зависимости от расчётной высоты h и от расстояния проекции светильника на горизонтальную поверхность до контрольной точки.

Условную освещённость в контрольной точки находим как сумму условных освещённостей от «ближайших» светильников по формуле

åе=е12+ … +еn, (6.11)

где е1, е2, …, еn - условная освещённость в контрольной точке от отдельных источников света, лк.

В качестве контрольных выбираем точки освещаемой поверхности, в которых åе имеет наименьшее значение.









Рисунок 6.1 - Выбор контрольных точек для определения относительной освещённости при расчёте аварийного освещения

Расчётная высота h=8 м. Расстояние проекции светильника на горизонтальную поверхность до контрольной точки d определяем обмером по масштабному плану. Зная величины h и d по [6] находим значения е и заносим их в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Значения условной освещённости, определённой в контрольных точках

ТОЧКА

НОМЕР СВЕТИЛЬНИКОВ ПО РИСУНКУ 6.1

h, м

d, м

е, лк

åе, лк

А

1 и 2

8,0

18,3

0,05

0,1


Для точки А определяем световой поток одной лампы по формуле

, (6.12)

где Е - нормируемая наименьшая освещённость, лк;

К - коэффициент запаса;

m - коэффициент добавочной освещённости за счёт отражения от потолка и удалённых светильников (m=1,1…1,2).

лм.

По найденному потоку выбираем лампу накаливания мощностью 500 Вт типа Г 215-225-500 со световым потоком 8300 лм и типом цоколя Е27/45.

Фактическую освещённость в точке А определяем по формуле

, (6.13)

где Фном - световой поток принятой лампы, лм.

 лк

Фактическая освещённость в контрольных точках соответствует требуемому значению для эвакуационного освещения, равного 0,5 лк.


7. Выбор цеховых трансформаторов и расчёт компенсации реактивной мощности

7.1 Выбор цеховых трансформаторов

Перед выбором цеховых трансформаторов произведем расчет нагрузок всех цехов, используя формулы (4.1) - (4.5). В формуле (4.1) kp определяется по [2].

Таблица 7.1 - Исходные данные для расчёта электрических нагрузок по заводу

НАИМЕНОВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ

сos φ

Pном, кВт

kи

tg φ

1

2

3

4

5

1. Административный корпус. 1.1. Электроприборы. 1.2. Насосы. 1.3. Вентиляция

 0,85 0,85 0,80

 100 100 100

 0,80 0,70 0,80

 0,62 0,62 0,75

2. Экспериментальный цех. 2.1. Станки металлообрабатывающие. 2.2. Грузоподъёмное оборудование. 2.3. Сварочное оборудование. 2.3. Вентиляция

 0,60 0,50 0,40 0,80

 500 250 200 150

 0,20 0,35 0,20 0,70

 1,33 1,73 2,29 0,75

3. Окрасочный цех. 3.1. Линии окрасочно-сушильные. 3.2. Линии гальванические. 3.3. Оборудование грузоподъёмное. 3.4. Оборудование насосное. 3.5. Вентиляция.

 0,7 0,5 0,65 0,85 0,8

 1000 100 170 150 200

 0,55 0,55 0,15 0,7 0,8

 1,02 1,73 1,17 0,62 0,75

4. Цех металлоконструкций. 4.1. Станки металлообрабатывающие. 4.2. Сварочное оборудование. 4.3. Стенды монтажные. 4.4. Грузоподъёмное оборудование. 4.5. Вентиляция

 0,65 0,4 0,65 0,5 0,8

 1200 1500 450 450 200

 0,16 0,20 0,30 0,30 0,70

 1,17 2,29 1,17 1,73 0,75

5. Подготовительный цех. 5.1. Линии раскроя. 5.2. Металлорежущие станки. 5.3. Грузоподъёмное оборудование. 5.4. Вентиляция.

 0,65 0,65 0,5 0,8

 1300 650 150 100

 0,2 0,2 0,25 0,8

 1,17 1,17 1,73 0,75

6. Компрессорная. 6.1. Компрессоры. 6.2. Вентиляция.

 0,85 0,80

 850 100

 0,62 0,75


Расчет цеховых нагрузок покажем на примере цеха металлоконструкций. Разбиваем нагрузки цеха по группам электроприёмников с одинаковым коэффициентом использования и коэффициентами мощности.

Найдем эффективное число электроприемников

, (7.1)

где РНmax - номинальная мощность наиболее мощного электроприёмника группы.

.

Принимаем эффективное число электроприемников 73.

Средневзвешенный коэффициент использования определяем по (4.2)

Коэффициент расчетной нагрузки кр =f(nэ=73, ки.ср.вз=0,25.)=0,70.

Расчетную активную нагрузку группы электроприемников определяем по выражению (4.1)

Рр=0,70×902=631,4 кВт.

Расчетная реактивная мощность по (3.17)

Qр=0,7×(1200×0,16×1,17+1500×0,2×2,29+450×0,3×1,17+450×0,3×1,17+200×0,7×0,75)= =985,70 квар

Аналогичный расчет производим для остальных цехов, результаты расчета заносим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Результаты расчёта нагрузок предприятия по цехам

№ цеха

ΣРном, кВт

ΣРном*kи, кВт

ΣРном*kи*tgφ, квар

Рр*с, кВт

Qрс, квар

Рро, кВт

Qро, квар

Робщ, кВт

Qобщ, квар

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

300

230

153

184

122,4

419,94

201,6

603,94

324

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1100 1620 3650 2200 950 4790 210 250 1616 525

332,5 895,5 902 507,5 665 1477,5 69 101 621,7 341

454,73 871,09 1408,14 581,18 421,4 1430,53 95,85 151,21 701,83 307,48

232,75 716,4 631,4 355,25 605,15 1034,25 69 101 435,19 272,8

318,31 696,87 985,7 406,83 383,47 1001,37 95,85 151,21 491,28 245,98

20,74 98,5 235,87 134,78 27,65 388,8 31,10 41,47 98,5 10,37

35,87 170,4 408,06 233,18 47,83 672,62 53,81 71,75 170,40 17,94

253,49 814,9 867,27 490,03 632,8 1423,05 100,10 142,47 533,69 283,17

354,18 867,27 1393,76 640,01 431,30 1673,99 149,66 222,96 661,68 263,92

І группа. 6,8,9

 1410

 835

 668,46

 668

 534,77

 100,22

 173,39

 768,22

 708,16


Расчётную осветительную нагрузку цеха определяем методом удельных плотностей нагрузок. Согласно данному методу, расчётная активная нагрузка освещения находится по формуле

, (7.2)

где F - площадь цеха, м2,

ρосв - удельная мощность освещения, определяемая по [2] в зависимости от типа светильника, высоты подвеса светильников, площади помещения, Вт/м2,

m - расчётный переводной коэффициент, учитывающий норму освещённости для определённого цеха, определяемый по выражению

, (7.3)

где Енорм - норма освещённости для данного цеха, Лк.,

Е100 - освещённость в 100 Лк.

Расчётную реактивную нагрузку освещения определяем по формуле

, (7.4)

где tgφ0 - коэффициент реактивной мощности для светильников, принимаемый равным для ДРЛ, 1,73.

Определим активную нагрузку освещения для цеха металлоконструкций по (7.2) при условии, что норма освещённости данного цеха составляет 300 Лк, а его площадь равна 13104 м2, ρосв принимаем равным 6 Вт/м2:

.

Расчётную реактивную мощность освещения находим по (7.4.)

.

Для остальных цехов расчёт аналогичен и результаты сведены в таблицу 7.2. Общая активная и реактивная нагрузки определяются сложением осветительной и силовой нагрузок цеха.

Выбор средств компенсации реактивной мощности (РМ) в электрических сетях промышленных предприятий с присоединенной мощностью 750 кВА и более производится в соответствии с РТМ 36.18.32.6-92 «Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения». В качестве источника РМ на данном промышленном предприятии проектируется использовать батареи статических конденсаторов напряжением до 1 кВ. Учитывается также РМ, которую целесообразно получать из энергосистемы. Конденсаторные установки на напряжении выше 1кВ на данном предприятии применять не рекомендуется, в связи с отсутствием непрерывного режима работы. Ограничение применения батарей высоковольтных конденсаторов объясняется трудностями осуществления частой коммутации емкостных нагрузок.

Расчет компенсации РМ производим в несколько этапов. Первоначально предприятие разбиваем на несколько технологически концентрированных групп цеховых трансформаторов одинаковой мощности. Предварительно определяем расчетные нагрузки трансформаторов, учитывая предельные возможности передачи мощности по линиям до 1 кВ (приблизительно 300 кВА).

Для каждой группы трансформаторов принимаем единичную номинальную мощность и коэффициент загрузки, после чего определяем минимальное число трансформаторов по формуле

,                                             (7.5)

где Ррн - расчетная активная нагрузка до 1 кВ данной группы трансформаторов;

bт - коэффициент загрузки трансформаторов, определяемый в зависимости от категории электроприемников по надежности электроснабжения;

Sт - единичная мощность цеховых трансформаторов, принимаемая в зависимости от удельной плотности нагрузки.

Полученная по (7.1) величина округляется до ближайшего большего целого числа.

Для цеховых ТП принимаются в основном трансформаторы мощностью 1000 кВА.

Наибольшее значение РМ, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1 кВ при принятом коэффициенте загрузки трансформаторов bт, определяем по выражению, квар

.                                (7.6)

Коэффициент 1,1 учитывает допустимую систематическую перегрузку масляных трансформаторов.

Суммарную мощность БНК по критерию выбора минимального числа трансформаторов определяем по формуле, квар

Qнк1=Qрн - Qт,                                 (7.7)

где Qрн - расчетная реактивная нагрузка до 1 кВ рассматриваемой группы трансформаторов.

Если Qнк1<0, то следует принять Qнк1 =0.

Величину Qнк1 распределяем между цеховыми трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем выбираем стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1 кВ каждого трансформатора по [2].

Разбиваем предприятие на следующие технологически концентрированные группы:

1)  компрессорная, склад металлов, склад готовой продукции;

2)      административный корпус, экспериментальный цех;

)        цех металлоконструкций, заготовительный цех;

)        цех вспомогательного производства, маслохозяйство;

)        окрасочный цех;

)        механосборочный цех.

На примере первой группы произведем выбор батарей конденсаторов, устанавливаемых в сети до 1 кВ.

Определяем число цеховых трансформаторов по (7.5)

.

Принимаем 1 трансформатор ТМЗ-1000/10.

Наибольшее значение РМ, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1 кВ по (7.6)

 квар.

Суммарная мощность БНК по (7.3)

Qнк1=708,16 - 429,23 = 278,93 квар.

Принимаем к установке одну БНК по [2] типа УКМ58 - 0,4 - 268 - 67УЗ.

Остальные расчеты производим аналогично и заносим в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 - Результаты расчёта БНК

№ груп- пы

ЧИСЛО И МОЩНОСТЬ ТРАНСФОР-МАТОРОВ

Рр, кВт

Qр, квар

βт

Qт, квар

Qнк1, квар

ТИП БНК

1

2

3

4

5

6

7

8

1

1*1000

768,22

708,16

0,8

429,23

278,93

УКМ58-0,4-402-67 УЗ

2

1*1000

834,43

662,88

0,8

279,51

383,37

УКМ58-0,4-402-67 УЗ

3

2*1000

1357,3

2033,76

0,7

727,56

1306,20

2*УКМ58-0,4-536-67 УЗ 2*УКМ58-0,4-200-331/3 УЗ

4

1*1000

782,76

894,86

0,8

402,10

492,76

УКМ58-0,4-536-67 УЗ

5

1*1000

814,9

867,27

0,8

332,17

535,10

УКМ58-0,4-536-67 УЗ

6

2*1000

1423,05

1673,99

0,7

588,67

1085,32

2*УКМ58-0,4-536-67 УЗ


Рассчитываем экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из сети энергосистемы.

Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой предприятием в часы больших нагрузок из сети энергосистемы определяем по выражению, квар

Qэ=э,                                                (7.8)

где - математическое ожидание расчетной активной нагрузки потребителя на границе балансового разграничения с энергосистемой;

э - максимальное значение экономического коэффициента РМ, определяемого оптимизационным (эо) или нормативным (эн) методами.

Математическое ожидание расчетной активной и реактивной нагрузки потребителя

,                                         (7.9)

,                                       (7.10)

где Pp и Qp - расчетная активная и реактивная мощность предприятия (с учетом потерь в трансформаторах),

ко - коэффициент приведения расчетной нагрузки к математическому ожиданию, ко=0,9.

В расчетах компенсации определяем нормативное значение экономического коэффициентах РМ по

,                                            (7.11)

где dmax - отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале максимальной нагрузки предприятия (при отсутствии сведений принимаем dmax =1);

a - основная ставка тарифа на активную мощность, руб./(кВт×год);

b - дополнительная ставка тарифа на активную электроэнергию, руб./кВт×ч;

tg(j) - базовый коэффициент РМ, принимаемый 0,3 для сетей 10 кВ, присоединенных к шинам подстанций с высшим напряжением 110 кВ;1 - коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки.

Величина k1 принимается равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию kw (по сравнению со значениями основной ставки а=60 руб./(кВт×год) и дополнительной ставки b=1,8×10-2 коп/кВт×ч, установленными для Беларуси прейскурантом №09-01, введенным в действие с 01.01.91 г.), который определяется по формуле

,                                            (7.12)

где KW1 и KW2 - коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставок тарифа на электроэнергию;

ТМ - число часов использования максимальной нагрузки предприятия (для завода по выпуску трансформаторов Тм=4500 ч).

Определим потери мощности в трансформаторах.

Потери активной DРт и реактивной DQт мощности в двухобмоточных трансформаторах вычисляем по формулам

;                                       (7.13)

,                                   (7.14)

где bт - фактический коэффициент загрузки трансформатора;

хх - потери х.х., кВт;

кз - потери к.з., кВт;к - напряжение к.з., %;н - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Коэффициент загрузки трансформатора

,                                                    (7.15)

где Sм - нагрузка трансформатора с учётом выдачи РМ в сеть, кВА.

Пример расчета для группы №1 (1 х ТМЗ - 1000/10)

Рр =768,22 кВт; Qр = 708,16 квар; Qку = 402 квар; Sр =826,98 кВА.

По (7.15) коэффициент загрузки

По (7.13) и (7.14) найдем потери для группы №1

т = 1,9+10,9×0,8272= 9,28 кВт;

DQт = = 49,61 квар.

Для остальных групп расчет потерь аналогичен и его результаты сводим в таблицу 7.4.

Таблица 7.4 - Расчёт потерь мощности в трансформаторах

№ технологической группы

ЧИСЛО И МОЩНОСТЬ ТРАНСФОРМАТОРОВ

∆Рхх, кВт

∆Ркз, кВт

Iхх, %

Uк, %

βт

∆Р, кВт

Q, квар

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

1*1000

1,9

10,8

1,2

5,5

0,827

9,28

49,61

2

1*1000

1,9

10,8

1,2

5,5

0,874

10,15

54,04

3

2*1000

1,9

10,8

1,2

5,5

0,734

15,45

83,34

4

1*1000

1,9

10,8

1,2

5,5

0,861

9,91

52,78

5

1*1000

1,9

10,8

1,2

5,5

0,880

10,26

54,56

6

2*1000

1,9

10,8

1,2

5,5

0,773

16,69

89,66

Σ

-

-

-

-

-

-

71,75

383,99


Расчетная активная и реактивная нагрузки предприятия на шинах 10 кВ распределительного пункта определяются по выражению:

 (7.16)

, (7.17)

где kиi и tgji - средние значения коэффициентов использования и реактивной мощности для i-го подразделения предприятия;

Pнi - суммарная установленная мощность электроприемников i - го подразделения;

n - количество подразделений предприятия;

kо - коэффициент одновременности расчетных нагрузок, принимаемый по [2] в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и числа присоединений на сборных шинах 10 кВ РП.

По [2] находим коэффициент одновремённости использования максимума нагрузки ко=0,9.

Рр=0,9×(6142,7 +71,75+ 1507,72)= 6949,95 кВт.

Qр=0,9×(6576,44+383,99+2083,46)= 8139,5 квар.

 кВт.

 квар.

Qэ=6254,96× 0,47=2940 квар.

Баланс РМ на границе разграничения системы электроснабжения предприятия и энергосистемы определяем по, квар

DQ=. (7.18)

DQ= 7325,55 - 4420 - 2940 = -34,77 квар.

Так как, DQ< 0, то уменьшаем Qэ до обеспечения условия DQ =0.

7.2 Экономический эффект и срок окупаемости средств компенсации реактивной мощности

электроэнергия трансформатор реактивный мощность

Установка КУ снижает потери электрической энергии, при этом экономия полученная за счет этих потерь может покрыть затраты на установку КУ, а так же получить некоторый экономический эффект DЗ. По величине экономического эффекта и времени окупаемости КУ мы можем судить о целесообразности их установки и принять решение об их использовании.

Экономический эффект определяем разностью приведенных затрат

DЗ=З1 - З2,                                                 (7.30)

где З1 - приведенные затраты на установку КУ, тыс. руб.;

З2 - приведенные затраты после установки КУ, тыс. руб.

В приведенных затратах также учитываем сэкономленные потери электрической энергии и средства компенсации реактивной мощности.

З1= И1пот,                                                   (7.31)

З2 = ЕнКку + Ику + И2пот                              (7.32)

где И1пот и И2пот - соответственно стоимость потерь электроэнергии до и после компенсации, имеющие место в электрических сетях завода и системы, тыс. руб./кВт×ч;

Кку - стоимость установленных КУ, тыс. руб.;

Ику - издержки по эксплуатации КУ, тыс. руб.

Ику= Иам ку+ Иэкс ку + Ипот ку.,                               (7.33)

где Иам ку - амортизационные отчисления на КУ;

Иэкс ку - эксплуатационные расходы на КУ;

Ипот ку - стоимость потерь электроэнергии в КУ.

Принимаем удельные потери в КУ 0,004 кВт/квар.

Средняя стоимость электроэнергии, руб./ кВт×ч

                         (7.34)

где а - основная ставка за 1 кВт заявленной максимальной мощности, а= 100000 руб./кВт×год;

b - дополнительная ставка за 1 кВт×ч электроэнергии, учтённой расчётным счётчиком на стороне первичного напряжения, b =70 руб./кВт×ч;

Тм - время использования максимума нагрузки предприятия, ч.

 руб./ кВт×ч

Определяем годовые потери электроэнергии в внутризаводских трансформаторах и линиях.

Потери активной энергии в трансформаторах, кВт

,                                    (7.35)

где t - время максимальных потерь, по [2] при Тмах = 4500 ч ®t = 2500 ч.

Годовые потери в линиях электропередач

,                              (7.36)

 кВт×ч.

 кВт×ч.

Аналогично находим потери энергии в ТП и линиях до и после компенсации. Все расчеты сводим в таблицу 7.6 и таблицу 7.7.

Таблица 7.6 - Потери энергии в трансформаторах

№ т. п.

Число трансформаторов

∆Рхх, кВт

∆Ркз, кВт

S, кВА

βт

Wхх, кВт*ч

Wкз, кВт*ч

1

2

3

4

5

6

7

8

До компенсации

ТП 1

1*1000

1,9

10,8

1044,82

1,044

16644

29428

ТП2

1*1000

1,9

10,8

1065,68

1,065

16644

28755

ТП3

2*1000

1,9

10,8

2445,08

1,223

33288

80769

ТП4

1*1000

1,9

10,8

1188,90

1,189

16644

38170

ТП5

1*1000

1,9

10,8

1190,05

1,190

16644

38235

ТП6

2*1000

1,9

10,8

2197,11

1,098

33288

65103


Таблица 7.7 - Потери энергии в линиях

Линия

r0, Ом/км

L, км

S, кВА

∆P, кВт

∆W, кВт*ч

1

2

3

4

5

6

До компенсации

ГПП-РП

0,13

2,7

10702,96

202

502603

РП-ТП1

0,447

0,09

1044,82

0,44

1098

ТП1-ТП2

0,447

0,26

1065,68

1,32

3300

РП-ТП3

0,447

0,11

2445,08

1,47

3674

РП-ТП4

0,447

0,26

1188,90

1,643

4107

РП-ТП5

0,447

0,20

1190,05

1,266

3165

РП-ТП6

0,447

0,15

2197,11

1,618

4046

Σ

-

-

-

209,757

521993

После компенсации

ГПП-РП

0,13

2,7

7882,67

109

272623

РП-ТП1

0,447

0,09

826,97

0,275

688

ТП1-ТП2

0,447

0,26

874,26

0,888

2221

РП-ТП3

0,447

0,11

1468,96

0.530

1326


Определяем потери в трансформаторах ГПП 2x40 МВА. Коэффициент загрузки трансформаторов b=0,7, коэффициент мощности cosj=0,9. Параметры трансформаторов DPхх=34 кВт, DPкз=170 кВт.

В рабочем режиме трансформатор загружен мощностью S=0.7×Sном=0,7×40000=28000 кВА.

Из них активной мощностью загружен на

Р = S×cosj = 28000×0,9=25200 кВт,

реактивной мощностью -

Считаем, что данная реактивная мощность протекает по трансформатору после компенсации, соответственно до компенсации по нему будет протекать реактивная мощность

Q1=Q2+Qнк1/2= 12205 + 4420/2 = 14415 квар.

Потери энергии в трансформаторах после компенсации по (7.35)

 МВт×ч.

Потери энергии в трансформаторах до компенсации

МВт×ч.

Найдем потери в линиях электропередач, идущих от трансформаторов к системе.

Для этого определяем сечение линий

. Ближайшее сечение по [8] 240 мм2,

Rуд=12 Ом/100 км.

Потери энергии в линиях после компенсации по (7.36)

 МВт×ч.

 МВт×ч.

Суммарные потери DWлп=1166,28+233,27=1399,55 МВт×ч.

Потери энергии в линиях до компенсации

 МВт×ч.

 МВт×ч.

Суммарные потери DWлд=1253, 8+250,76=1504,56 МВт×ч.

Определяем потери мощности и энергии в КУ

DР=0,004×4420=17,68 кВт,

DW=17,68×2500=44200 кВт×ч.

Стоимость КУ с учетом коэффициента инфляции Кинф=2000 следующая

УКМ58-0,4-200-33 1/3-У3 - 3730 тыс. руб.

УКМ58-0,4-402-67-У3 - 6006 тыс. руб.

УКМ58-0,4-536-67-У3 - 7974 тыс. руб.

Суммарная стоимость КУ

Кку=(6×7974+2×6006+2×3730)=67336 тыс. руб.

Издержки по эксплуатации КУ

Иам ку =0,044×67336 =2962,78 тыс. руб.

Иэкс ку =0,03×67336 =2020,08 тыс. руб.

Ипот ку =DW×bср=44,20×153,52=6785,58 тыс. руб.

Икуам куэкс купот ку=2962,78 +2020,08 +6785,58=11768,44 тыс. руб.

Суммарные потери в элементах электроснабжения после компенсации

И2пот =bср (DWл+DWт.хх+DWт.кз +DWт40МВА+DWл до сист)=

=153,52×(282,7+133,15+141,38+1012,18+1399,55)=455794,74 тыс. руб.

Суммарные потери в элементах электроснабжения до компенсации

И1пот =bср (DWл+DWт.хх+DWт.кз+DWт63МВА+DWл до сист)=

=153,52×(521,99+133,15+280,46+1043,43+1504,56)=534800,74 тыс. руб.

Срок окупаемости КУ, лет

.

 лет.

З1 = 534800,74 тыс. руб.

З2 = 67336×0,12+11768,44 +455794,74 = 475643,5 тыс. руб.

DЗ = 534800,74 - 475643,5 = 59157,24 тыс. руб.

Так как DЗ=59157,24 тыс. руб.>0 и Ток=1,001 < 8,3 года, то установка КУ экономически целесообразна.


8. Построение картограммы и определение условного центра электрических нагрузок

Выбор места РП удобно производить с помощью картограммы нагрузок, которая представляет собой размещение на генеральном плане предприятия окружности. Площади ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе отражают расчётные нагрузки цехов.

Радиус окружности в для каждого цеха определяем по выражению, мм

, (8.1)

где m - масштаб площади круга, кВт/мм2.

Каждый круг разделяется на секторы, соответствующие силовой и осветительной нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки a в градусах определяется по формуле

 (8.2)

Центр электрических нагрузок определяется по формуле, мм

,                                               (8.3)

. (8.4)

где xi, yi - координаты i-го цеха.

Для составления картограммы нагрузок находим центр нагрузки для каждого цеха. Принимаем декартову систему координат, находим координаты центра электрических нагрузок каждого цеха. Затем находим условный центр электрических нагрузок предприятия и выбираем место расположения РП.

Приведём пример расчёта картограммы нагрузок для механосборочного цеха.

Для этого цеха центр нагрузок Хц7=305 мм, Yц7=185 мм. Принимаем масштаб площади круга m=0,3 кВт/мм2. Радиус окружности для подготовительного цеха определяем по выражению (8.1)

 мм.

Угол сектора осветительной нагрузки для цеха определяем по выражению (8.2)

=98,4°

Для остальных цехов расчёт производим аналогично и результаты сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1. Расчёт картограммы нагрузок

№ цеха

Х, мм

Y, мм

Робщ, кВт

Росв, кВт

r, мм

α,°

1

2

3

4

5

6

7

1

34

248

603,94

419,94

25,32

250,30

2

29

184

253,49

20,74

16,40

29,50

3

191

269

814,90

98,50

29,41

43,50

4

155

209

867,27

235,87

30,34

97,90

5

155

184

490,03

134,78

22,81

99,00

6

101

95

632,80

27,65

25,92

15,70

7

305

185

1423,05

388,80

38,86

98,40

8

179

183

100,10

31,10

10,31

111,80

9

305

95

142,47

41,47

12,30

104,80

10

425

143

533,69

98,50

23,80

66,40

11

413

233

283,17

10,37

17,34

13,20


Условный центр электрических нагрузок предприятия определяем по (8.3) и (8.4)

Таким образом, центр электрических нагрузок находится в точке А (211,07; 191,34).

По данным таблицы 8.1 строим картограмму и отображаем её в графической части проекта.


9. Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжении выше 1 кВ

Внешнее электроснабжение предприятия осуществляется на напряжении 110 кВ. Для приёма и распределения электроэнергии на напряжении 10 кВ на предприятии предусматриваются РП. Количество РП на предприятии зависит от суммарной нагрузки. На напряжении 10 кВ распределительные устройства комплектуются камерами КСО - 292.

В системе электроснабжения необходимо предусматривать раздельную работу линий и трансформаторов, т.к. при этом снижаются токи короткого замыкания, упрощаются схемы коммутации и релейной защиты. В схеме должно обеспечиваться глубокое секционирование всех звеньев от источника питания до шин низшего напряжения цеховых ТП, что значительно повышает надёжность электроснабжения.

Распределение электрической энергии на территории промышленного предприятия на напряжении 10 кВ может выполняться по радиальным, магистральным и смешанным схемам в зависимости от расположения потребителей, их мощности и требуемой степени бесперебойности питания.

Радиальные схемы применяются в тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от источника питания. Они используются для питания крупных сосредоточенных нагрузок, а также для питания цеховых ТП, расположенных вблизи от РП. При этом предусматривается глухое присоединение трансформаторов. Двухтрансформаторные ТП питаются по схеме блока линия-трансформатор. На вторичном напряжении таких ТП применяется автоматический ввод резерва. Взаимное резервирование однотрансформаторных ТП осуществляется при помощи кабельных или шинных перемычек на вторичном напряжении.

Магистральные схемы следует применять при упорядоченном расположении ТП, когда линии могут быть проложены без значительных обратных перетоков мощности. Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, не должно превышать 2…3 при мощности трансформаторов 1000…2500 кВА. При двойных сквозных магистралях допускается глухое присоединение трансформаторов.

В данном дипломном проекте применяем смешанную схему, при которой крупные и ответственные потребители питаются по радиальным схемам, а мелкие и средние - по магистральным. Такое построение схем распределения электроэнергии позволяет получить лучшие технико-экономические показатели системы электроснабжения.

Трассы кабельных линий намечаем вдоль зданий и проездов с учётом наименьшего расхода кабеля. Распределительная сеть напряжением 10 кВ выполняется кабелями марки ААШвУ. Наиболее экономичной и простой является прокладка кабелей в траншеях. В одной траншее рекомендуется прокладывать не более 6 кабелей напряжением 10 кВ. Внутри зданий кабельные линии можно прокладывать непосредственно по конструкциям зданий (открыто, в коробах или в трубах), в каналах, блоках, тоннелях, шахтах, кабельных этажах и двойных полах.

Для выбора схемы электроснабжения намечаем 2 возможных варианта схемы, из которых на основе технико-экономических расчётов выбираем один, имеющий наименьшие приведенные затраты Зi

Зi = Ен×Кii = min, (9.1)

где Ен - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, принимаемый равным 0,12;

Кi - капитальные вложения, тыс. руб.;

Иi - эксплуатационные расходы (издержки), тыс. руб./год;

i - номер варианта.

Варианты схем электроснабжения на напряжении выше 1 кВ приведены на рисунке 9.1 и рисунке 9.2.

Важнейшими условиями при проведении технико-экономических расчётов являются обеспечение экономической и технической сопоставимости рассматриваемых вариантов:

1)  в рассматриваемых вариантах должно быть предусмотрено применение нового современного оборудования, аппаратов, материалов, последние разработки схем соединений, прогрессивные методы проведения строительных и монтажных работ, оптимальные режимы работы оборудования, т.е. варианты должны быть поставлены в условия наибольшей экономичности;

2)      одинаковость энергетического эффекта по полезному отпуску энергии, по мощности, расходу на собственные нужды, величине потерь энергии и т.д.;

)        определение капитальных вложений должны проводиться в единых действующих ценах;

)        обеспечение потребителей электроэнергией надлежащего качества.

Капитальные вложения в электрооборудование напряжением выше 1 кВ определяем по формуле, тыс. руб.

К = Ктп + Кку + Крп + Кл, (9.2)

где Ктп - капитальные вложения в трансформаторные подстанции, тыс. руб.;

Кку - капитальные вложения в конденсаторные установки, тыс. руб.;

Крп - капитальные вложения в ячейки РП, тыс. руб.;

Кл - капитальные вложения в кабельные линии, тыс. руб.


Ктп=×кинф, (9.3)

где кТП i - капитальные вложения в i-ую ТП, млн. руб. определяемые по [9];

n - количество ТП;

кинф - коэффициент инфляции, принимаемый равным 2000.

Капитальные вложения в конденсаторные установки, тыс. руб., определяем по формуле

Кку=×кинф, (9.4)

где кКУ i - капитальные вложения в i-ую КУ, тыс. руб. определяемые по [9];

n - количество КУ.

Капитальные вложения в ячейки РП, тыс. руб., определяем по формуле

Крп=×кинф, (9.5)

где кя i - капитальные вложения в i-ую ячейку РП, тыс. руб. определяемые по [9];

n - количество ячеек.

Капитальные вложения в кабельные линии, тыс. руб., определяем по формуле

Кл=×кинф, (9.6)

где к0 i - удельная стоимость 1 км i-го кабеля, тыс. руб.;

li - длина i-го кабеля, км;

n - количество кабельных линий.

Ежегодные издержки И, тыс. руб., связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей определяем по выражению, тыс. руб.

И = Иам + Иэкс + Ипот, (9.7)

где Иам - амортизационные отчисления, тыс. руб.;

Иэкс - эксплуатационные расходы, тыс. руб.;

Ипот - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.

Амортизационные отчисления, тыс. руб., определяем по выражению

, (9.8)

где aам. i - норма амортизационных отчислений для i-го оборудования, %.

Эксплуатационные расходы, тыс. руб., определяем по выражению

, (9.9)

где aэкс. i - норма эксплуатационных расходов для i-го оборудования, %.

Стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб., определяем по выражению

Ипот = DWгод×bср, (9.10)

где DWгод - годовая величина потерь электроэнергии, кВт×ч;

Потери электрической энергии в общезаводских электрических сетях, включая трансформаторы заводских ТП, были рассчитаны ранее в 7 разделе записки. Данные для расчётов берём из таблицы 7.6 и 7.7.

Рассчитаем капитальные вложения в кабельные линии и результаты вычислений сведём в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 - Капитальные вложения в КЛ по двум вариантам

№ линии

Марка кабеля и сечение жил

l, км

Число линий

К0, тыс. руб./км

Кл,*2000, тыс. руб.

1

2

3

4

5

6

Вариант 1.

ГПП-РП

ААШвУ 3*240-10

2,70

2

8,60

92880

РП-ТП1

ААШвУ 3*70-10

0,09

1

4,03

725,4

ТП1-ТП2

ААШвУ 3*70-10

0,26

1

4,03

2095,6

РП-ТП3

ААШвУ 3*70-10

0,11

2

4,03

1773,2

РП-ТП4

ААШвУ 3*70-10

0,26

1

4,03

2095,6

РП-ТП5

ААШвУ 3*70-10

0,20

1

4,03

1612

РП-ТП6

ААШвУ 3*70-10

0,15

2

4,03

2418

Σ

-

-

-

-

103599,8

Вариант 2.

ГПП-РП

ААШвУ 3*240-10

2,70

2

8,5

92880

РП-ТП1

ААШвУ 3*70-10

0,09

1

4,03

725,4

ТП1-ТП2

ААШвУ 3*70-10

0,26

1

4,03

2095,6

РП-ТП3

ААШвУ 3*70-10

0,11

1

4,03

866,6

РП-ТП4

ААШвУ 3*70-10

0,26

1

4,03

2095,6

РП-ТП5

ААШвУ 3*70-10

0,20

1

4,03

1612

РП-ТП6

ААШвУ 3*70-10

0,15

2

4,03

2418

РП-ТП7

ААШвУ 3*70-10

0,25

1

4,03

2015

Σ

-

-

-

-

104708,2


Рассчитаем капитальные вложения в трансформаторы и результаты вычислений сведём в таблицу 9.2.

Таблица 9.2 - Капитальные вложения в трансформаторы

№ТП

Число трансформаторов

Кт, тыс. руб./шт.

Ктп, *2000

1

2

3

4

Вариант 1.

ТП1

1*1000

15,7

31400

ТП2

1*1000

15,7

31400

ТП3

2*1000

30,65

61300

ТП4

1*1000

15,7

31400

ТП5

1*1000

15,7

31400

ТП6

2*1000

30,65

61300

Σ

-

-

248200

Вариант 2.

ТП1

1*1000

15,7

31400

ТП2

1*1000

15,7

31400

ТП3

1*1000

15,7

31400

ТП4

1*1000

15,7

31400

ТП5

1*1000

15,7

31400

ТП6

2*1000

30,65

61300

ТП7

1*1000-

15,7

31400

Σ

-

-

249700


Нормы амортизационных отчислений согласно [10] составляют для кабельных линий в земле - 4%, для трансформаторных подстанций - 4,4%. Нормы эксплуатационных расчетов для кабельных линий - 2,0%, для подстанций - 3,0%.

Таблица 9.4 - Амортизационные и эксплуатационные отчисления

Иам ТП, тыс. руб.

17228,904

17293,584

Иам КЛ, тыс. руб.

4143,992

4188,328

Иэксп ТП, тыс. руб.

11746,98

11791,08

Иэксп КЛ, тыс. руб.

2071,996

2094,164

И, тыс. руб.

35191,872

35367,156



Рисунок 9.1 - Вариант №1 схемы электроснабжения завода

Рисунок 9.2 - Вариант №2 схемы электроснабжения завода

Таблица 9.3 - Капитальные вложения

Показатель

Вариант I

Вариант II

1

2

3

Ккл, тыс. руб.

103599,8

104708,2

Ктп, тыс. руб. Крп, тыс. руб. Кку, тыс. руб.

248200 76000 67336

249700 76000 67336

Кподст, тыс. руб.

391566

393036

Кв, тыс. руб.

495165,8

497744,2


Стоимость потерь энергии складывается из потерь в линиях и двух составляющих потерь энергии в трансформаторах

для первого варианта И1пот=153,52×(282,742+133,152+141,376)= 85552,02 тыс. руб.

для второго варианта И2пот=153,52×(283,586+133,152+141,376)=85681,66 тыс. руб.

З1=495165,8×0,12 + 35191,872 + 85552,02 = 180163,788 тыс. руб.

З2=497744,2×0,12 + 35367,156+ 85681,66= 180778,12 тыс. руб.

.

Разница между приведенными затратами обоих вариантов составляет 0,34%, т.е. варианты практически равнозначны.

Для дальнейшего рассмотрения и расчёта принимаем схему 1-го варианта, т.к. она является более надёжной с точки зрения электроснабжения.


Заключение

В результате проделанной работы была спроектирована схема электроснабжения завода. Процесс проектирования производился в следующей последовательности:

1)      выбраны электродвигатели для станочного оборудования участка арматурного цеха, их защитная и коммутационная аппаратура;

2)      рассчитаны нагрузки завода и определено количество цеховых ТП;

)        выбрана схема внутрицеховой электрической сети и рассчитаны сечения проводников;

)        произведен светотехнический расчет цеха и выбраны лампы освещения производственных и бытовых площадей;

)        выбраны цеховые трансформаторы, их количество и марки. Произведен расчет компенсации реактивной мощности, выбраны батареи конденсаторов, произведено экономическое обоснование установки батарей конденсаторов и определен срок окупаемости БНК.


Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!