--PAGE_BREAK--
Вихідні дані та розрахунки занесено в таблицю 1.3
Таблиця 1.3
№ з/п
Найменування ЕП
Рн,
кВт
Сума Рн,
кВт
Кп
Ррi,
кВт
кВт
квар
Sр,
кВА
R,
мм
Хо
Уо
1-3
Вертикально фрезерний верстат
7
21
0,2
4,2
90
221,3
264,6
40
61,6
35,5
4-5
Фрезерний станок з ЧПУ
10
20
0,2
4
6, 7
Універсально-фрезерний верстат
12
24
0,2
4,8
8-11
Токарно-револьверний верстат
5
20
0,2
4
12, 13
Токарно-гвинторізний верстат
15
30
0,2
6
14-21
Настільно-сверлильний верстат
1,5
12
0,16
1,92
22-24
Гвинторізний напівавтомат
2
6
0,2
0,6
25, 26
Точильний верстат
3
6
0,2
1,2
27
Машина для згинання листів
12
12
0,25
1,2
28-31
Точильно-шліфувальний верстат
6
24
0,2
3
32-34
Вертикально-сверлильний верстат
1
3
0,2
4,8
35, 36
Радіально-сверлильний верстат
10
20
0,2
4
37, 38
Універсально-точильний верстат
2
4
0,2
0,8
39
Плоскошліфувальний верстат
14
14
0,2
2,8
40, 41
Полірувальний верстат
7
14
0,2
2,8
42
Зварювальна машина
6
6
0,35
1,5
43-48
Зварювальна кабіна
5
30
0,35
7,5
Разом
266
55,12
Розраховуємо координати центра електричних навантажень заводу:
Рр1 = 390∙0,4=156 Рр6 = 200∙0,5=100 Рр11 = 160∙0,5=80
Рр2 = 266∙0,4=106,4 Рр7 = 800∙0,4=320 Рр12 = 190∙0,5=95
Рр3 = 800∙0,4=320 Рр8 = 250∙0,5=125 Рр13 = 33∙0,6=19,8
Рр4 = 500∙0,4=200 Рр9 = 1000∙0,8=800
Рр5 = 300∙0,4=120 Рр10 = 920∙0,8=736
15 10-3·1,5·17500 =393,75 15 10-3·1,5·5500 =123,75
15 10-3·1,5·8400 =189 15 10-3·1,5·5250 =118,13
15 10-3·1,5·6800 =153 15 10-3·1,5·11250 =253,13
15 10-3·1,5·5500 =123,7515 10-3·1,5·6750 =151,88
15 10-3·1,5·2500 =56,2515 10-3·1,5·3750 =84,38
15 10-3·1,5·108,75 =244,67 15 10-3·1,5·8700 =195,75
15 10-3·1,5·11250 =253,13
Рр∑= Рр+
Рр∑1= 156 +393,75 =549,75 Рр∑6= 100+253,13 =353,13 Рр∑11=80+324,7=289,6
Рр∑2= 106,4+123,75 =230,2 Рр∑7= 320+123,75 = 443,75 Рр∑12= 95+195,75=290,8
Рр∑3= 320+189 = 509 Рр∑8= 125+151,88 =276,88 Рр∑13= 19,8+253,13 =273
Рр∑4= 200+118,13 =318,13 Рр∑9= 800+56,25 =856,25
Рр∑5= 120+153 =273 Рр∑10= 736+84,38 =820,38 0,97, тоді
Qрå1= 549,75∙0,97 =533,3 Qрå6= 353,13∙0,97=342,5 Qрå11= 324,7∙0,97=315
Qрå2= 230,15∙0,97 =223,3 Qрå7= 443,75∙0,97=430,4 Qрå12= 290∙0,97=282
Qрå3= 509∙0,97=493,7 Qрå8= 276,88∙0,97=268,6 Qрå13=273∙0,97=264,7
Qрå4= 318,13∙0,97=308,6 Qрå9= 856,25∙0,97=830,6
Qрå5= 273∙0,97=264,8 Qрå10= 820,38∙0,97=795,8
Вихідні дані та розрахунки занесено в таблицю 1.4
Таблиця 1.4
№
з/п
Наймену
вання
Рвст.,
кВт
Кп
Рр,
кВт
,
кВт
,
кВт
S,
м2
tgφ
,
кВар
R,
мм
Хо
Уо
1
Ливарний
390
0,4
156
393,75
549,75
17500
0,33
533,26
77,70
709
273
2
Механічний
266
0,4
106
123,75
230,15
5500
1,17
223,25
50,27
3
Інструментальн
800
0,4
320
189
509
8400
1,17
493,73
74,76
4
Штампувальн.
500
0,4
200
118,12
318,12
5250
1,17
308,58
59,11
5
Деревообробн.
300
0,4
120
153
273
6800
1,17
264,81
54,75
6
Складальний
200
0,5
100
253,12
353,12
11250
1,17
342,53
62,27
7
Ковальський
800
0,4
320
123,75
443,75
5500
1,17
430,44
69,81
8
Експеримент.
250
0,5
125
151,87
276,87
6750
0,62
268,57
55,14
9
Компресорна
1000
0,8
800
56,25
856,25
2500
0,62
830,56
96,97
10
Насосна
920
0,8
736
84,375
820,37
3750
0,88
795,76
94,92
11
Лабораторія
160
0,5
80
244,68
324,68
10875
0,62
314,95
59,71
12
Рем-механічн.
190
0,5
95
195,75
290,75
8700
1,17
282,03
56,51
13
Заводоуправл.
33
0,6
19,8
253,12
272,92
11250
1,33
264,74
54,75
Визначаємо число та тип трансформаторів цехових ТП. Намічаємо кількість ТП і число трансформаторів в залежності від категорії споживачів.
Знаходимо розрахункову реактивну потужність цехів та повну, попереднє визначив значення tgjпо кожному цеху.
продолжение
--PAGE_BREAK--Для ТП1:
Ррå1= 549,75+230,15+509+443,75+820,375= 2553
Qрå1= 553,26+223,25+493,73+430,44+795,76= 2476,44
Sp1 == 3556,78
Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:
Кзнр1=3556,78/2∙2500=0,71; Кзар1=3556,78/2500=1,4;
З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=2500 кВ А. Характеристики: DРхх=5 кВт; DРкз=25 кВт; Іхх=1%, Uкз=5%, kе=0,12.
Втрати потужності в трансформаторах:
Навантаження з врахуванням втрат:
Р* = Ррå+DРтр = 2553 + 46,48 =2599,5
Q*= Qрå+ DQтр = 2476,44 +176,5=2652,94
S* == 3714,2
Для ТП2:
Ррå1= 318,125+273+353,125+276,875+856,25+290,75= 2368,125
Qрå1= 308,58+264,81+342,53+268,57+830,56+282,03= 2297,08
Sp1 == 3299,2
Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:
Кзнр1=3299,2/2∙2500=0,66; Кзар1=3299,2/2500=1,32;
З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=2500 кВА. Характеристики: DРхх=5 кВт; DРкз=25 кВт; Іхх=1%, Uкз=5%, kе=0,12.
Втрати потужності в трансформаторах:
Навантаження з врахуванням втрат:
Р* = Ррå+DРтр = 2368,125+27,74=2395,9
Q*= Qрå+ DQтр =2297,08+158,8=2455,88
S* == 3431
Для ТП3:
Ррå1= 324,68+272,93= 597,61
Qрå1=314,95+264,74= 579,69
Sp1 == 832,6
Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:
Кзнр1=832,6/2∙630=0,66; Кзар1=832,6/630=1,32;
З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=630 кВА. Характеристики: DРхх=1,68 кВт; DРкз=7,6 кВт; Іхх=2%, Uкз=5%, kе=0,12.
Втрати потужності в трансформаторах:
Навантаження з врахуванням втрат:
Р* = Ррå+DРтр=597,61+16,33=613,94
Q*=Qрå+ DQтр = 579,69 +52,7=632,4
S* == 881,4
Знаходимо повну потужність підприємства:
S == 8026,6
Встановлюємо на ГПП два трансформатора з номінальною потужністю 6300 кВА. При цьому коефіцієнти загрузки:
Кзнр=8026,6/2∙6300=0,64; Кзар=8026,6/6300=1,27;
Результати розрахунків вносимо в таблицю 1.5
Таблиця 1.5
№
з/п
№ цеху
Розрахункове навантаження
Кількість
трансф.
Sнтр,
кВА
Кзhp
Кзар
Втрати в трансформаторах
Навантаження з урахуванням втрат
Ррå,
кВт
Qрå,
квар
Sp, кВ
А
DР,
кВТ
DQ,
квар
Р*,
кВт
Q*, квар
S*, кВА
1
1
549,75
533,26
2
230,15
223,25
3
509
493,73
7
443,75
430,44
10
820,38
795,76
Разом
2553
2476,44
3556,8
2
2500
0,71
1,4
46,48
176,5
2599,5
2652,9
3714,2
2
4
318,13
308,58
5
273
264,81
6
353,13
342,53
8
276,88
268,57
9
856,25
830,56
12
290,75
282,03
Разом
2367,13
2297,08
3299,2
2
2500
0,66
1,32
27,74
158,8
2395,9
2455,88
3431
3
11
324,69
314,95
13
272,93
264,74
Разом
597,61
579,69
832,6
2
630
0,66
1,32
16,33
52,7
613,94
632,4
881,4
За підприємство:
5609,3
5741,2
8026,6
Таким чином, на ГПП і ТП встановлюємо (створюємо таблицю 1.6, в яку вносимо дані обраних трансформаторів):
Таблиця 1.6
Розділ 2. Техніко-економічне обґрунтування вибору схеми зовнішнього електропостачання підприємства
2.1Економічне обґрунтування схеми зовнішнього електропостачання підприємства
Живлення заводу можливо здійснити по повітряній лінії від підстанції, на якій встановлено два трансформатори напругою 110/35/10 кВ, чи від двох секцій шин 10 кВ ТЕЦ сусіднього підприємства по кабельній лінії. Питома вартість втрат потужності і електроенергії Со = 50 грн./кВт. Сумарний відсоток амортизаційних відрахувань в лінії Ел = 2,8%, для силового обладнання Ео = 9,4%. Частота планово-попереджувального ремонту обладнання hр= 1 раз/рік, час планового ремонтного простою ланцюга tр = 25 годин. Вартість ГПП для 1 варіанту Ко = 130580 грн., для 2 – 226800 грн. Вартість 1 км лінії Кл = 5445 грн. Переріз провідників лінії для обох варіантів вибираю за економічною густиною струму. Довжина лінії вказана на генплані заводу.
Розглянемо два варіанта схем зовнішнього живлення підприємства.
Варіант №1
Визначимо приведені втрати при цьому варіанті. Розрахункова потужність підприємства Sр = 8026,6 кВА, довжину лінії L = 12 км. Переріз провідників вибираємо за економічною густиною струму:
, де
Jек– економічна густина струму. Для неізольованих провідників jек = 1 А / мм2. Оскільки Ім = Sр/Uн√3 = 8026,6/110 ∙ 1,73 = 42,2 А, тому = 42,2/1 = 42,2 мм2.
Для визначення jек і Тм скористаємось типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.
Рис.2.1. Графік навантаження за тривалістю (річний)
Час використання максимального навантаження:
По таблиці 5 обираємо jек = 1,0, тип лінії АС-50 (r0 = 0,592 Ом/км)
Рис. 2.2.Схема зовнішнього живлення підприємства
Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:
де DРк – втрати потужності КЗ в трансформаторі;
Uн – номінальна напруга;
Sтр – номінальна потужність трансформатора;
Лінії:
Rл = r0×l = 0,592∙12 = 7,1 (Ом),
де r0– активний опір l – го км лінії;
l – довжина лінії;
Мережі:
Rм = Rтр. + Rл = 14,2 + 7,1 = 21,3 (Ом)
Розраховуємо втрати потужності в мережі:
де Uн – номінальна напруга;
Вартість втрат потужності:
грн.,
де Со — питома вартість втрат потужності і електроенергії грн. /кВт;
DРі – втрати активної потужності в системі електропостачання, кВт.
Параметри потоку відмов мережі. Для мережі, що складається з одного ланцюга послідовно з'єднаних елементів wм можна визначити по формулі:
wм = wл = , де wі — параметр потоку відказів і-го елемента мережі:
wм = åwі = 0,03+0,7·12/100+0,006+0,01=0,13
Час відновлення мережі: ,
де tві — час відновлення і-го елемента мережі, год.
Твм = 1 / 0,13 (0,03 ∙25 + 0,084∙ 10 + 0,006 ∙15 + 0,01∙ 90 ) = 19,8 (год),
Збитки від перерви електропостачання У = (у1 + у2Твм)wм,
де у1 — збиток від факту перерви електропостачання;
у2 — збиток на одиницю тривалості перерви електропостачання;
Твс – сумарний час перерви електропостачання;
wм– параметр потоку відмов мережі.
У = (У1 + У2 ТВМ) · wМ= (29000 + 10000 ∙19,8) ∙0,13 = 29510 (грн),
де У1-збитки від факту перерви електропостачання;
У2 — збитки на одиницю тривалості перерви електроспоживання;
ТВМ – сумарний час перерв електроспоживання (час відновлення мережі);
wМ– параметр потоку відмов мережі.
Приведені затрати по 1 – му варіанту:
З1 = кл. lл Ел+Ко·Е0+Сп+У= 5445∙ 12∙ 0,028 + 130580∙ 0,094 + 5670 + 29510 = =49284 (грн),
де Кл, Ко — капітальні вкладення в ЛЕП та силове обладнання ГПП;
Ел, Е0-сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно.
Варіант №2
Оскільки Ім = Sр/2 Uн√3 = 8026,6/2∙ 110 ∙1,73 =21,1 А, тому = =21,1/1 = 21,1 мм2.
Для визначення jек і Тм скористаємось тим же типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.
По таблиці обираємо jек = 1,0, тип лінії А-35 (r0 = 0,83 Ом/км)
Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:
де DРк – втрати потужності КЗ в трансформаторі;
Uн – номінальна напруга;
Sтр – номінальна потужність трансформатора;
Рис. 2.3.Схема зовнішнього живлення підприємства
Лінії:
Rл = r0×l = 0,83 ∙12 = 9,96 (Ом),
де r0– активний опір l – го км лінії;
l – довжина лінії;
Опір ланцюга: Rлан. = Rтр. + Rл = 14,2 + 9,96 = 24,16 (Ом)
Мережі:
Rм = Rлан… /2 = 24,16/ 2 = 12,08 (Ом)
Розраховуємо втрати потужності в мережі:
де Uн – номінальна напруга;
Вартість втрат потужності:
грн.,
де Со — де Со — питома вартість втрат потужності і електроенергії грн./кВт;
DРі – втрати активної потужності в системі електропостачання, кВт.
Для визначення значень wмі Тв.м по 2 – му варіанту розрахуємо значення коефіцієнтів аварійного і ремонтного простою кола і відносне число накладань відмов одного кола на ремонт в другому.
де Тр.л, Тв.л – час відповідно планового ремонту і відновлення ланцюга живлення;
Визначимо параметр потоку відмов мережі і час відновлення мережі:
wм = 2 ×wл ×(кр.л + кв.л ) = 2 ×0,13 ×(2,9 ×10-3 + 0,29 ×10-3) = 0,8 ×10-3
Час відновлення мережі:
Визначимо збитки:
У = (У1 + У2 · ТВМ) · wМ= (29000 + 10000∙ 11,2)∙ 0,8 ×10-3 = 112,8 (грн)
Приведені затрати по 2 – му варіанту:
З2 = 2 кл lл Ел + Ко Е0+Сп+У= 2∙ 5445 ∙12∙ 0,028 + 226800· 0,094 + 3215 + +112,8 = 28306 (грн),
де Кл, Ко — капітальні вкладення в ЛЕП в ГПП; Ел, Е0-сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно .
Приведені затрати по першому варіанту більші ніж по другому варіанту. Другий варіант в даному випадку більш економічний. Цей варіант являється більш надійним і більш перспективним при збільшенні потужності підприємства, тому ми приймаємо двотрансформаторну ГПП з трансформаторами ТДН ‑ 6300.
2.2 Розрахунок заводського електропостачання
Вибір схеми електропостачання
Рис. 2.4. Радіальна схема електропостачання
2.3 Вибір високовольтних вимикачів і перерізу провідників
Високовольтні вимикачі вибираються за номінальною напругою і розрахунковим струмом з врахуванням після аварійних режимів.
Переріз провідників вибираємо за економічною густиною струму:
, де Jек – економічна густина струму.
Визначимо струм для нормального і післяаварійного режимів для ліній підприємства напругою 110 кВ:
Для установки на стороні 110 кВ вибираємо масляні вимикачі типу ВМК – 110 в якого Іном. = 1000 (А). Повний час відключення вимикача 0,05 с.
Перевіримо вибраний вимикач за умовою:
В нашому випадку встановлена двотрансформаторна ГПП і в нормальному режимі через секційний вимикач струм протікати не буде. У випадку, коли один з трансформаторів на ГПП вийде з ладу, то через секційний вимикач протікає струм, що рівний половині всього струму, який протікає через трансформатори ГПП (навантаження секцій розподілено майже рівно).
Для вибору провідників заводської мережі та захисної апаратури визначимо струми приєднань:
а). ТП 1
б). ТП 2
в). ТП 3
Вибір провідників виконується за економічною густиною струму. Для ізольованих провідників з паперовою ізоляцією jек= 1,2 при Тм>5000 год.
Визначаємо економічний переріз для лінії живлення:
;
;
;
Для заводської мережі вибираємо броньовані кабелі з паперовою ізоляцією в алюмінієвій оболонці типу ААБ. Згідно ПУЕ в землі (траншеях) рекомендується прокладати броньовані кабелі, наприклад ААБ (алюмінієва жила, ізоляція з просоченого паперу, алюмінієва оболонка, броньований двома стальними смужками, зовнішнє покриття). Результати розрахунків зводимо до таблиці 2.1
Таблиця. 2.1
Лінія
Sрозр.,
кВА
Ірозр., А
Іmаx., А
Sек., мм2
Марка проводу
Ідоп., А
Марка вимикача
ТП1
3714,2
107,2
214,4
89
ААБ-95
205
ВМП-10
ТП2
3431
99
198
82,5
ААБ-95
205
ВМП-10
ТП3
881,4
25,44
50,88
21,2
ААБ-16
75
ВМП-10
ГПП
8026,6
231
462
193
АС-185/43
515
ВМП-10
продолжение
--PAGE_BREAK--