Реконструкция системы электроснабжения вспомогательных цехов АО «Аг-ромашхолдинг. электроснабжение. Реконструкция системы электроснабжения вспомогательных цехов ао агромашхолдинг
 Скачать 1 Mb.
|
|
РЕФЕРАТ Дипломный проект на тему «Реконструкция системы электроснабжения вспомогательных цехов АО «Агромашхолдинг» включает в себя пояснительную записку, состоящую из восьми разделов, ста восьми страниц, тринадцати рисунков, тринадцати таблиц, двадцати литературных источников, и графическую часть из восьми листов формата А1. Ключевые слова: мощность, электроэнергия, напряжение, ток, трансформатор, короткое замыкание, защита, двигатель. В дипломном проекте рассматриваются вопросы электроснабжения предприятия, автоматизации и защиты его системы электроснабжения. СОДЕРЖАНИЕ Введение ……………………………………………….……………..……… 1 Краткая характеристика предприятия …………………………………… 2 Электроснабжение ……………………………..………………………….. 2.1 Расчет электрических нагрузок ………………………………………... 2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия.….……… 2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения ……………….... 2.2.2 Оценка надежности электроснабжения ……………………………... 2.2.3 Определение количества потребительских трансформаторных подстанций (ТП)……………......................................................................... 2.2.4 Определение расчетных электрических нагрузок ТП–10/0,4 кВ…... 2.2.5 Компенсация реактивной мощности.…………………….……….….. 2.2.6 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности ……………………………………………..……… 2.2.7 Выбор сечения проводников линий электропередачи с учетом технико-экономических сравнений вариантов………………..…………… 2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения предприятия ……………. 2.3.1 Расчет сечений кабельных линий 10 кВ с учетом технико-экономического сравнения вариантов …………………………... 2.4 Определение величины токов короткого замыкания…………………. 2.5 Выбор и проверка выбранного электрооборудования по условиям нормального режима и токов короткого замыкания…..……..…............... 2.5.1 Выбор вакуумных выключателей ………………………………….... 2.5.2 Выбор трансформатора напряжения ………………………………... 2.5.3 Выбор трансформатора тока ………………………………………… 2.5.4 Выбор вводных автоматических выключателей на ТП со стороны 0,38 кВ ………………………………………………………..… 2.6 Защита сетей от аварийных режимов ……………….………..……….. 2.6.1 Защита силового трансформатора 10/0,4 кВ……………….…..……. 2.6.2 Защита линии 0,38 кВ от токов короткого замыкания……………… 2.6.3 Защита оборудования системы электроснабжения от перенапряжений………………………………………………………..…. 3 Автоматическое включение резерва секционного выключателя ………. 4 Устройство защиты от однофазных замыканий ……………………….... 4.1 Однофазные замыкания на землю и способы защиты от них ………... 4.2 Решение задачи защиты сетей от замыканий с помощью конкретных инженерных разработок………………………………………. 4.3 Устройство централизованной защиты от однофазного замыкания на землю в функции срабатывания устройства защиты линии ………….. 4.4 Определение экономической эффективности специальной части…… 5 Организация эксплуатации электрохозяйства ……………………..…..... 6 Охрана труда и техника безопасности …………………………………... 6.1 Требования безопасности при обслуживании электроустановок ...…. 6.2 Расчет параметров молниезащиты и заземления.……………..….….... 7 Охрана окружающей среды …………………………………………....…. 8 Экономическая часть проекта…………………………………………….. Заключение …………………………………………………………….…..… Список использованной литературы …………………………………..…... ВВЕДЕНИЕ Задачей проектирования энергосистем является разработка и технико-экономическое обоснование решений объединяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надежность электропотребителей. Повышение эффективности использования технического потенциала, а так же всех видов энергоресурсов внутри страны с применением широких масштабах энергосберегающих технологий, является важнейшей задачей энергетической политики. Топливно-энергетический комплекс играет особую роль в развитии государства, в повышении качества жизни населения, что ставит его на одно из первых мест в приоритетности по инвестициям. Целью любых технико-экономических расчетов должен быть выбор наиболее экономичного и вместе с тем достаточно технически совершенного решения той или иной инженерной задачи. В промышленном электроснабжении при таких расчетах сравнивают экономичность нескольких технически равноценных вариантов, обеспечивающих достаточно совершенное решение задачи об электроснабжении конкретных потребителей электрической энергией высокого качества. Оценку сопоставляемых вариантов ведут по двум важнейшим экономическим показателям: капитальным вложениям в сооружение системы электроснабжения и годовым эксплуатационным расходам. Оба этих показателя в итоге определяют себестоимость производства электроэнергии (на электрических станциях) или себестоимость передачи энергии от мощной энергосистемы, где ее себестоимость известна, до потребителей. К главным задачам, которые должны быть решены в процессе проектирования системы электроснабжения, относится следующее: выбор наиболее рациональной, с точки зрения технико-экономических показателей, схемы питания; правильный технический и экономический обоснованный, выбор мощности трансформаторов подстанции; выбор экономически целесообразного режима работы трансформаторов; выбор рационального напряжения, размеры капиталовложений, расход цветного металла величину потерь электроэнергии и эксплуатационные расходы; выбор электрических аппаратов в соответствии с требованиями технико-экономической целесообразности; выбор сечения проводов, шин, кабелей в зависимости от ряда технических и экономических факторов; выбор условий, отвечающих требованиям техники безопасности, защиты окружающей среды. Система электроснабжения предприятия состоит из источников питания и линий электропередач, осуществляющих передачу электрической энергии к предприятию, понизительных, распределительных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабелей воздушных линий, а также токопроводов, обеспечивающих на требуемом напряжении подвод электрической энергии к ее потребителям. Требования, предъявляемые к электроснабжению предприятий, в основном зависят от потребляемой ими мощности и характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий, загрязненности окружающей среды и других факторов. Практика эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий показывает, что наиболее надежными являются системы электроснабжения, содержащие минимальное количество коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей и т.п.), смонтированных с высоким качеством, при своевременности выполнения профилактических ремонтов и замены устаревшего оборудования. С учетом изложенного предприятие и любой его элемент (цех, предел, здание и др.) необходимо рассматривать как систему, взаимосвязанную с энергетикой окружающей среды и активно воспринимающую рассредоточенную низкопотенциальную энергию с трансформацией ее до требуемого потенциала. Как видно, отличительной особенностью энергоактивных промышленных систем является то, что они наделяются не только способностью потреблять энергию из внешней среды (энергосистема, автономный источник), но и возможностями улавливать, преобразовывать и передавать для использования, как во внутреннюю, так и во внешнюю среду (энергосистему) энергию, теряемую в технологических и энерготехнологических процессах предприятия (потери, отходы, вторичные ресурсы). Таким образом, повышение эффективности использования энергоресурсов на промышленном предприятии связано с применением энергоактивных систем, рассчитанных на восприятие и трансформацию рассредоточивающейся низкопотенциальной энергии, использованием энергосберегающих техники и технологий и применением возобновляемых источников энергии. Последнее может осуществляться одновременно с изменениям конструкций зданий, сооружений и технологических установок, применением комплексных аграрно-промышленных модулей. Эффективность повышения энергоактивности промышленного производства, в этом случае, будет связана со степенью замещения энергии невозобновляемых источников (энергия, топливо со стороны), энергии получаемой за счет внедрения энергоактивных систем. По степени долевого замещения энергии и топлива, получаемого со стороны, может быть разработана градация предприятий отраслей по энергоактивности. 1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА АО “АгромашХолдинг” является одним из основных технических комплексов Костанайской области Республики Казахстан. История создания и развития неразрывно связана с историей становления и развития сельского хозяйства Костанайской области. В 1934 году была построена и начала работать Кустанайская МТМ. Несмотря на примитивное оснащение, она оказывала посильную помощь колхозам и совхозам области. Как и для всего советского народа, настоящим испытанием на прочность тружеников МТМ были годы Великой Отечественной Войны. В целях укрепления и расширения ремонтных предприятий в Казахстане, лучшего использования эвакуируемого станочного оборудования южных заводов Союзсовхозреммаштреста приказом №302 от 28 октября 1942 года по Народному Комиссариату зерновых и животноводческих совхозов СССР, Кустанайская МТМ была передана в ведение Союзреммаштреста НКСХ, и на ее базе был организован Кустанайский механический завод. Перед вновь организованным заводом ставилась задача: на основе планово-предупредительной системы технического обслуживания производить не только капитальный ремонт машин, но и изготавливать ремонтно-технологическое оборудование для оснащения мастерских МТС и совхозов; изготавливать несложные сельхозмашины и нестандартное оборудование; увеличивать производство запасных частей. В послевоенные годы завод работал на полную мощь, увеличивая с каждым годом объемы производства и ремонта. В период развала союза завод практически был остановлен и в течении пяти лет практически не работал. Но в августе 2000 года акции завода были приобретены ТОО “Иволга- Холдинг”, после чего произведены существенные капиталовложения, осуществлены ремонтно-восстановительные работы производственных цехов и административных зданий. За прошедшее время завод восстановил и активизировал все прежние виды деятельности. На сегодняшний день завод имеет четыре производственных цеха и несколько подсобных. Каждый из цехов делится на участки; Первый цех делится на: участок по ремонту двигателей – данный участок специализирован на капитальном ремонте двигателей к тракторам К-700/701, МТЗ-80/82, комбайнов «Енисей» и «Джон Дир». агрегатный участок специализируется на ремонте и замене трансмиссии и ходовой части тракторов и комбайнов. участок сборки предусматривает комплекс работ по разборке и сборке тракторов после ремонта, там же производится покраска техники. Второй цех занимается производством различных технологических машин и установок для сельского хозяйства так на пример были запущены в серийное производство жатки валковые ЖВПР-9,1 и ЖВП-9,1м с приводами к трактору МТЗ-80, а также измельчители соломы на комбайны «Енисей» и «Джон Дир» и т.д. Третий цех представляет собой уборочно-транспортный отряд, который насчитывает более 200 единиц уборочной техники. Цех выполняет работы, как на посевных площадях ТОО “Иволга-Холдинг”, так и на других площадях различных хозяйств области и за ее пределами. Отрядом выполняются работы от подготовки к посеву и до окончания уборочных работ. Четвертый цех выполняет электротехнические работы по ремонту стартеров, проводки и другого электрооборудования сельхоз техники. Не так давно было запущено производство электропроводки на трактора К-700/701, сейчас ведется освоение производства электропроводки на грузовые автомобили КАМАЗ, комбайны «Енисей» и «Джон Дир». На одном из участков цеха производится ремонт резиновых покрышек на колеса к различным видам сельхоз техники. На заводе есть вспомогательные цеха, которые работают на непосредственно нужды завода и все предприятие Иволги в целом. Так на пример ремонтно-инструментальный участок занимается ремонтом и производством различного вспомогательного оборудования. Энерго-механический отдел обеспечивает стабильную и бесперебойную подачу в цеха электрической энергии, тепла, воды. На заводе так же есть своя азотно-кислородная станция которая занимается производством кислорода и азота как для нужд завода так и для нужд других предприятий. Также на заводе есть свои автозаправочные станции одна для нужд завода, другая для нужд населения. 2 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ Четкая работа современных промышленных предприятий с их сложными технологическими процессами и широким применением средств автоматического управления и регулирования в значительной степени зависит от надежности и качества систем электроснабжения. Поэтому важнейшими требованиями к проектируемым и существующим системам электроснабжения промышленных предприятий являются надежность, экономичность и обеспечение требуемых показателей качества электроэнергии. В последние годы на предприятии увеличилась аварийность и выход из строя оборудования. Ввиду того, что предприятие функционирует более 30 лет и за этот период ни разу не производилась замена питающих линий, трансформаторных подстанций, оборудования главного распределительного пункта и т.д. согласно ПУЭ требуется произвести замену технически и морально устаревшего оборудования для надежной системы электроснабжения. Для этих целей произведем расчет системы электроснабжения и произведем замену оборудования. 2.1 Расчет электрических нагрузок В зависимости от стадии проектирования и места расположения расчетного узла в схеме электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок упрощенные или более точные. В настоящее время в практике проектирования применяют несколько методов определения расчетных (ожидаемых) электрических нагрузок. На данном этапе проектирования важно выбрать правильно метод расчета нагрузок, так как в дальнейшем по ним мы будем выбирать сечение питающих и распределительных сетей до 1 кВ и выше, числа и мощности трансформаторов ТП и ГРП, коммутационную и защитную аппаратуру до 1 кВ и выше. При расчете проекта используем метод коэффициента спроса [1], т.к. расчет узлов системы электроснабжения включает значительное количество приемников электроэнергии. Задавшись, Руст, для каждого объекта предприятия, kc [1], Cos и удельным освещением по объектам [2], по генплану определяем площади объектов предприятия. Активная расчетная нагрузка Рр, кВт, вычисляется по формуле:  (2.1)где kc - коэффициент спроса; Pуст - установленная мощность объекта, кВт. Расчетная реактивная нагрузка Qр, кВАр, вычисляется по формуле:  (2.2)где Qp - реактивная расчетная нагрузка, кВАр. tg - соответствует характерному для данного объекта Cos [1] Расчетная активная мощность на освещение Рро, кВт, вычисляется по формуле:  (2.3)где F - площадь объекта, м2; Pуд - удельная нагрузка освещения, Вт/м2. Расчетная активная мощность с учетом освещения Рр1, кВт, вычисляется по формуле:  (2.4)Расчетная полная мощность Sр, кВА, вычисляется по формуле  (2.5)Для примера определяем расчетную активную нагрузку на объекте под номером 1 (на генеральном плане) - корпусе цветного литья и спец.видов. Рн = 6500 Вт; Кс = 0,8; cosj = 0,65; Руд.=14 Вт/м; F=32144 м2 ; tgj = 1,17. Расчетная активная нагрузка силовых потребителей (2.1): Рр = 0,8·6500=5200 кВт. Расчетная реактивная нагрузка силовых потребителей (2.2): Qр = 5200·1,17=6079,5 кВАр. Расчетная активная нагрузка электроосвещения (2.3): Рр.о. = 14·32144/1000=450 кВт. Расчетная активная мощность с учетом освещения (2.4): Рр.сум = 5200 + 450 = 5650 кВт. Полная расчетная нагрузка потребителей здания (2.5):  кВАРасчет нагрузок для остальных потребителей выполняются аналогично, результаты расчета сводим в таблицу 2.1 2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия В данном разделе необходимо определить категорию надежности электроснабжения объектов для исключения перебоев в питании, которые могут привести к значительным материальным затратам на восстановление производственного процесса. Объекты 3 категории (склады, бытовая комната и т.д.) запитываем по магистральной схеме, но не более 4-х объектов на магистраль, это делается, чтобы обеспечить надежность снабжения объектов. Объекты 2 категории питаются непосредственно с шин ТП, или, если это не противоречит ПУЭ двумя независимыми линиями от различных шин двухтрансформаторной ТП, к ним относятся – насосная станция и корпус цветного литья. 2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения Электроприемниками вспомогательных цехов ОА «АгромашХолдинг» являются электродвигатели напряжением 380 В, электронагреватели и электроосвещение. В связи с тем, что в составе электроприемников отсутствуют электродвигатели напряжением свыше 1000 В, принимаем для внутреннего электроснабжения напряжение 0,38 кВ. 2.2.2 Оценка надежности электроснабжения Проблема обоснования целесообразного уровня надежности систем электроснабжения на современном этапе развития имеет большое народнохозяйственное значение. Аварийные и внезапные перерывы электроснабжения потребителей вызывают большой народнохозяйственный ущерб, обусловленный поломкой оборудования, порчей сырья и материалов, затратами на ремонты, недоотпуском продукции, простоями технологического оборудования и рабочей силы, а также издержками, связанными с другими факторами. Поэтому выбор конфигурации и параметров систем электроснабжения, их эксплуатационных режимов должен выполняться с учетом показателей надежности. Под надежностью системы электроснабжения в соответствии с ГОСТ понимается свойство системы выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение требуемого промежутка времени или требуемой наработки. Являясь комплексным свойством, надежность системы электроснабжения не может с достаточной полнотой характеризоваться одним каким-то показателем. Для объективной количественной характеристики надежности системы электроснабжения выбирается ряд параметров, определяющих одну из сторон надежности электроснабжения: безотказность – свойство системы электроснабжения сохранять работоспособность в течение некоторой наработки без вынужденных перерывов; ремонтопригодность – свойство системы электроснабжения, заключающаяся в приспособленности ее к предупреждению, обнаружению и устранению отказов и неисправностей путем проведения технического обслуживания и ремонтов; работоспособность – состояние системы электроснабжения, при котором она способна выполнять заданные функции с параметрами, установленными требованиями технической документации. В частности, для рассматриваемого класса систем электроснабжения, являющихся системами длительного использования с восстановлением, принимаются следующие основные характеристики надежности: ω – параметр потока отказов системы электроснабжения, определяемый средним количеством отказов системы в единицу времени (например, за год); Тн – среднее время восстановления системы электроснабжения, определяемое как среднее время вынужденного перерыва электроснабжения, вызванного отыскиванием и устранением одного отказа; Р(τ) – вероятность безотказной работы системы электроснабжения, определяемая как вероятность того, что в течение времени τ не возникнет отказа системы; Кг – коэффициент готовности системы электроснабжения, определяет вероятность того, что будет работоспособна в произвольно выбранный момент времени в промежутках между выполнением планового технического обслуживания. Помимо указанных основных характеристик надежности могут использоваться некоторые дополнительные характеристики. К ним относятся длительность tр и периодичность μр планово предупредительных ремонтов, стационарная вероятность нахождения системы электроснабжения в состоянии простоя – коэффициент простоя Кп. Основной задачей анализа надежности электроснабжения является оценка количественных показателей надежности электроснабжающей системы, включая источник питания, если различные варианты систем предусматривают использование различных источников. Для этого, прежде всего, реальная система электроснабжения заменяется структурной схемой или блок-схемой, в которой элементы электроснабжения представляются в виде отдельных блоков. Блок схема заменяет реальные связи между элементами системы электроснабжения условными, отражающими влияние надежности каждого отдельного элемента на надежность системы в целом. Соединение блоков в блок-схеме может быть последовательным, когда отказ каждого из элементов приводит к отказу системы, и параллельным, когда отказ системы наступает только при одновременном отказе хотя бы одного элемента в каждой цепи. Наличие параллельного и последовательного соединений в различных сочетаниях образует все многообразие блок-схем электроснабжения. В дипломном проекте для количественной оценке надежности электроснабжения определим ущерб при полном погашении питания потребителей, питание которых не соответствует категории надежности, т.е. в схемах без резервирования. Ущерб от нарушения электроснабжения У, тнг, определим по формуле  (2.6)где у0 – удельная величина ущерба от нарушения электроснабжения, равна 75 тнг/кВт·ч; Wн – количество недоотпущеной электроэнергии за период Т, кВт·ч. Количество недоотпущенной электроэнергии при питании по одной цепи Wн, кВт, определяется по формуле:  (2.7)где Рср – среднее значение нагрузки на участке цепи, кВт; Твц – среднее время восстановления питания по одной цепи, ч; ωц – параметр потока отказов цепи, 1/год4 Т – рассматриваемый период времени, равен одному году. Параметр потока отказов ωц, определяется как сумма потоков отказа всех элементов цепи по формуле:  (2.8)Среднее время восстановления питания по одной цепи Твц, ч, определим по формуле:  (2.9)где ωi – параметр потока отказов i-го элемента цепи, 1/год; tвi – время восстановления системы электроснабжения при отказе i-го элемента цепи, ч. Количество недоотпущенной электроэнергии при дублировании цепи (резервирование питающей цепи) Wн, кВт, определяется по формуле  (2.10)где Рср – среднее значение нагрузки на участке цепи, кВт; Твс – среднее время восстановления питания системы, ч; ωс – параметр потока отказов системы, 1/год; Т – рассматриваемый период времени, принимаемый равным 1 году. Параметр потока отказов системы ωс, определяется по формуле:  (2.11)Среднее время восстановления питания системы Твс, ч, определим по формуле:  (2.12)где n – количество резервных цепей, шт; Твц – среднее время восстановления питания по одной цепи, ч. Принимаем во внимание только те потребители, питание которых не соответствует условиям надежности электроснабжения. Приведем расчет ущерба от нарушения электроснабжения на примере питания потребителя №1 по генеральному плану предприятия (корпус цветного литья). Составим по схеме питания потребителя блок-схему, которая будет содержать: 1 – ячейку РУ-10кВ, 2 – кабельную линию 10 кВ, 3 – разъединитель 10 кВ, 4 – трансформатор 10/0,4 кВ, 5,6 – два автоматических выключателя на стороне низкого напряжения 0,4 кВ и 7 – кабельную линию 0,38 кВ. Определим величину ущерба от ограничения электроснабжения потребителя при условии питания по одной цепи. Определим параметр потока отказов элементов по формуле (2.8):  Среднее время восстановления питания по одной цепи (2.9):  . а) блок-схема одной цепи без дублирования  б) блок-схема цепи с дублированием (резервированием) Рисунок 2.1 - Блок-схемы системы электроснабжения Количество недоотпущенной электроэнергии при питании по одной цепи (2.10):  кВт·ч/год.Таким образом, ущерб от нарушения электроснабжения составит (2.6):  тнг/годОпределим величину ущерба от нарушения электроснабжения потребителя при дублировании цепи. Параметр потока отказов системы (2.11):  Среднее время восстановления питания системы (2.12):  чКоличество недоотпущенной электроэнергии при дублировании цепи (резервирование питающей цепи) будет равно (2.10):  кВт·ч/годОжидаемый ущерб от нарушения электроснабжения системы в этом случае составит (2.6):  тнг/годМожно сделать вывод, что несоответствие схемы питания потребителя его категории надежности приводит к дополнительному ущербу, значительно превышающего ущерб от перерывов электроснабжения при резервировании питания. В нашем случае этот дополнительный ущерб для потребителя составляет 29472 тнг/год. Таким образом, можно подсчитать ожидаемый экономический эффект просуммировав разности между ущербом от нарушения электроснабжения потребителя по цепи с резервированием и цепи без резервирования. При этом экономический эффект составит 69,157 тыс.тнг/год. Для рассмотренных потребителей определим величину дополнительных капиталовложений, которая будет равна 291,37 тыс.тнг. Далее можно определить срок окупаемости вложенных дополнительных капиталовложений Ток, г, по формуле:  (2.13)Срок окупаемости капиталовложений Ток при этом должен быть не более 8,3 лет, что и является условием для принятия рассмотренного предложения по улучшению надежности электроснабжения предприятия. Зная величину капиталовложений и ожидаемый эффект определим срок окупаемости капиталовложений (2.13):  летТаким образом, можно сделать вывод, что рассмотренное предложение по улучшению надежности электроснабжения потребителей экономически эффективно и срок окупаемости в этом случае не превышает нормативного. 2.2.3 Определение количества потребительских трансформаторных подстанций (ТП) На территории вспомогательных цехов АО «АгромашХолдинг» расположены 7 ТП. Количество трансформаторных подстанций изменять не буду, так как это технико-экономически нецелесообразно. Произведу расчеты мощностей ТП по фактическим нагрузкам на сегодняшний день и проверю соответствие с существующими мощностями. 2.2.4 Определение расчетных электрических нагрузок ТП – 10/0,4 кВ Расчетную нагрузку на шинах 0,4 кВ потребительских трансформаторных подстанций определяем, суммируя нагрузки потребителей питающихся от данной ТП с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузок. Рртп = Кр.м. S Ррi, (2.14) Qртп = Кр.м. S Qрi, (2.15) Spтп = ÖРр.тп + Qртп. (2.16) где Кр.м. – коэффициент разновременности максимумов нагрузок, Кр.м. = 0,9. Произведем в качестве примера расчет для ТП-2, (2.14-2.16)  ,Рртп-2=0,9·(783+52,6) =835,6 кВт, Qртп-2 = 0,9·(734,55+90,07) =824,62 кВАр,  кВА.Определение расчетных электрических нагрузок остальных ТП сводим в таблицу 2.2. После произведенного расчета мощности ТП можно сделать вывод, что существующие мощности отличаются от расчетных в связи с тем, что установленные мощности потребителей со временем изменились. 2.2.5 Компенсация реактивной мощности Согласно ПУЭ средневзвешенный cosφ электроустановок, присоединяемых к электрическим сетям должен быть не менее 0,94. Компенсацию реактивной мощности потребителей предусматриваем на шинах 0,4 кВ потребительских ТП, путем подключения к шинам комплектных конденсаторных установок необходимой мощности. Необходимую мощность конденсаторных установок Qбк, кВАр, определяем по следующему выражению (для ТП2): Qбк = Qр – 0,33 · Рр (2.17) Qбк = 742,16 – 0,33 · 752,04 = 493,98 кВАр. Принимаем две комплектные конденсаторные установки УКБН – 0,38 – 250 кВАр, мощностью 250 кВАр каждая. В установках УКБН предусматривается регулирование мощности конденсаторных батарей. Расчетная нагрузка трансформаторной подстанции с учетом компенсации Sр.к., кВА, определяется по формуле:  , (2.18) кВА.Коэффициент мощности после компенсации сosφк, вычисляется по формуле: сos φк = Рр / Sр.к., (2.19) cos jк = 752,04 / 790,07 = 0,95. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.3. 2.2.6 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности Выбор числа и мощности силовых трансформаторов предприятий должны быть технически и экономически обоснованы, т.к. это оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения. При выборе числа и мощности силовых трансформаторов используют методику технико-экономических расчетов, а также учитывают такие показатели, как надежность электроснабжения потребителей, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. При выборе типа и исполнения силовых трансформаторов нужно исходить из условий их установки, охлаждения, температуры и состояния окружающей среды. При выборе предпочтение отдают масляным трансформаторам, т.к. сухие громоздкого исполнения, а совтоловые дороже и сложнее в ремонте. Число типоразмеров трансформаторов следует ограничивать, так как большое разнообразие создает трудности при эксплуатации и создании складского резерва и взаимозаменяемости. В настоящее время цеховые ТП выполняют комплектными (КТП). Правильное определение числа КТП и мощности трансформаторов на них возможно только на основе технико-экономических расчетов, с учетом компенсации реактивной нагрузок на напряжении до 1 кВ. Выбор мощности силовых трансформаторов выполняем по полной расчетной нагрузке потребителей подключенных к данной подстанции ТП с учетом компенсации реактивной мощности. Sр.тп2 =790,07 потребители II и III категорий по надежности электроснабжения. Sн ³ Sр / 1,4 = 790,07/1,4=564,3 кВА. Можно принять стандартные мощности трансформаторов 1000 и 630 кВА. Оптимальную мощность определим технико-экономическим расчетом. Для всех вариантов принимаем время максимальных потерь Т = 3000 ч/год, стоимость потерь электрической энергии Цэ = 6,9 тен/кВт/ч, норму амортизационных отчислений Ра = 6,4 %. Выполним сравнение вариантов для ТП –2 вариант 1 – трансформатор ТМ 1000/10. К1 = 579 тыс.тен; DРк = 11,6 кВт; DРх = 3,3 кВт. Приведенные затраты З, тнг, определяем по формуле: З = (Ен + Р1/100) · К1 + (DРх · 8760 + Кз· DРк · T) · Цэ, (2.20) где Кз – коэффициент загрузки: Кз = Sр / (2 · Sн), (2.21) Кз =790,07/ (2 · 1000) = 0,395. Данные по стоимости оборудования, технические данные трансформаторов приняты по [1]. З1 = (0,12 + (6,4 / 100)) · 579 · 103 + (3,3 · 8760 + 0,395 · 11,6 · 3000) · 6,9= =343,5·103 тен/год. Вариант 2 – трансформатор ТМ – 630/10: К2 = 432 тыс.тен; DРк = 7,6 кВт; DРх = 2,27 кВт; Кз = 0,44. З2 = (0,12 + (6,4 / 100)) · 432 · 103 + (2,27 · 8760 + 0,63 · 2,27 · 3000) · 6,9 = =278,6 · 103 тен/год. К установке принимаем трансформаторы ТМ – 630/10, как имеющий меньшие приведенные затраты. Расчет приведенных затрат ТП приведены в таблице 2.4. 2.2.7 Выбор сечения проводников линий электропередачи с учетом технико-экономических сравнений вариантов При передаче мощности S на расстояние l, при стоимости 1 кВт ч электроэнергии и определенном напряжении U капиталовложения К и эксплуатационные расходы Сэ зависят от сечения проводов или жил кабелей S, принимаемого для передачи электроэнергии меняя в приведенных условиях сечения проводов или жил кабелей, получают соответствующие им приведенные затраты. [1] Для нахождения экономически целесообразного сечения кабеля с алюминиевыми жилами на каждом участке необходимо задаться исходными данными для данного участка: Со, S, l, U, Pн, Iн.к, к1 [1]. Далее по соответствующим формулам определяем технико- экономически обоснованное сечение жилы кабеля на данном участке. Расчетный ток на участке для потребителей 2 категории Iр, А, вычисляется по формуле:  (2.22)где S – полная мощность на данном участке линии, кВА; Uн - номинальное напряжение на участке, кВ. Расчетный ток на участке для потребителей 3 категории Iр,, А, вычисляется по формуле:  (2.23)Потери в кабеле на участке ΔРн.д., кВт, вычисляются по формуле:  (2.24)где Pн - потери в кабеле при полной нагрузке, кВт/км [1]; l - длина участка, км. Коэффициент загрузки для данного участка Кз, вычисляется по формуле:  (2.25)где Iр - расчетный ток на данном участке, А; Iн.к - длительно допустимая токовая нагрузка, А [2]. Действительные потери в кабеле на данном участке линии с учетом коэффициента загрузки ΔРд, кВт, вычисляются по формуле:  (2.26)где Pн.д - потери в кабеле на данном участке, кВт; Кз - коэффициент загрузки. Расход электроэнергии на потери ΔЭа, кВт∙ч/год, определяется по формуле:  (2.27)где Pд - действительные потери в кабеле, кВт; Тп - время потерь, ч. Стоимость потерь Сп, тнг/год, определяются по формуле:  (2.28)где Эа - потери эл. энергии на данном участке, кВт∙ч/год; Со - стоимость одного кВт ч., тнг. Капиталовложения на сооружение данного участка (стоимость кабеля) [1] К, тыс. тнг, определяются по формуле:  (2.29)где Куд - стоимость 1км. кабеля, тыс. тн. Ежегодные амортизационные отчисления Са, тнг/год, определяются по формуле:  (2.30)где К - кап. вложения на сооружение данного участка, тыс. тнг; Ка - коэффициент амортизации. Годовые эксплуатационные расходы Сэ, тнг/год, вычисляются по формуле:  (2.31)где Сп - стоимость потерь, тнг/год; Са - ежегодные амортизационные отчисления, тнг/год. Годовые приведенные затраты Зпр, тнг/год, вычисляются по формуле:  (2.32) Находим технико–экономическое сечение жил кабеля для ТП1. Участок ТП1 – РП2. Задаемся исходными данными: Со=6,9 тнг/кВт∙ч; Uн=0,38 кВ; S=64,07 кВА; l=0,125 км. Просчитываем сечения до тех пор, пока они не достигнут минимума и не начнут рости. Если стандартные сечения закончились, а затраты продолжают падать принимаем последнее стандартное сечение. Если же просчитав самое малое стандартное сечение и у него затраты минимальны, то его и принимаем за оптимальное сечение на данном участке. Определяем расчетный ток на участке ТП1 – РП2. (3 категория) проверяем сечение 95 мм2 (2.23):  А.Определяем потери в кабеле на участке ТП1 – РП2 (2.24):  кВт.Определяем коэффициент загрузки для участка (2.25):  , .Определяем действительные потери в кабеле на участке (2.26):  кВт.Определяем расход электроэнергии на потери в участке (2.27):  кВт ч/год.Определяем стоимость потерь (2.28):  тыс.тнг/год.Определяем капиталовложения на сооружение (2.29):  тыс.тнг.Определяем ежегодные амортизационные отчисления (2.30):  тыс. тнг/год.Определяем годовые эксплуатационные расходы (2.31):  тыс. тнг/год.Определяем общие годовые приведенные затраты (2.32): |