Реконструкция системы электроснабжения завода и «Железобетонных изделий Самарканд» и разработка учебно – методического комплекса

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

БУХАРСКИЙ ИНЖЕНЕРНО – ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ВЫСОКИХ ТЕХНОЛОГИЙ

ФАКУЛЬТЕТ: «АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ»

Кафедра: «Электроэнергетические системы и их управление»

НАПРАВЛЕНИЕ: Профессиональное образование «Электроэнергетика»

студент группы 1-08 МЭЭ Кахаров Тимур Жамилович

Тема: «Реконструкция системы электроснабжения завода и «Железобетонных изделий Самарканд» и разработка учебно – методического комплекса»

Руководитель: Бабаназарова Н.К.

Выпускная квалификационная работа рассмотрена и допущена к защите ГЭК.

Заведующий кафедрой: доц. Махмудов М.И.

Декан факультета: доц. Мусаев С.С.

БУХАРА – 2012г.

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

БУХАРСКИЙ ИНЖЕНЕРНО – ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ВЫСОКИХ ТЕХНОЛОГИЙ

ФАКУЛЬТЕТ: «АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ»

Кафедра: «Электроэнергетические системы и их управление»

Тема: «Реконструкция системы электроснабжения завода и «Железобетонных изделий Самарканд» и разработка учебно – методического комплекса»

Выполнил: Кахаров Т.

Руководитель: Бабаназарова Н.К.

Консультанты:

Технический отдел: Имамов Ф.Ф.

Экологическая часть и техника безопасности: доц. Шойимов П.

БУХАРА –2012г.

СОДЕРЖАНИЕ

Глава 1: Введение…………………………………………………………4

Глава 2: Расчетная часть………………………………………………...7

2.1. Расчет электрических нагрузок……………………………………….7

2.2. Картограмма электрических нагрузок………………………………..9

2.3. Расчет внешнего электроснабжения………………………………….11

2.4. Система внутреннего электроснабжения завода 1 – го варианта……………………………………………………………………..14

2.5. Система внутреннего электроснабжения завода 2 – го варианта……………………………………………………………..............19

2.6. Расчет токов короткого замыкания………………………...................24

Глава 3: Безопасность жизнедеятельности…………………………….32

Глава 4: Педагогическая часть………………………………………….42

Глава 5: Заключение……………………………………………………...48

Глава 6: Список используемой литературы…………………………..50

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика Узбекистана является базовой отраслью народного хозяйства республики. Обладает значительным производственным и научно-техническим потенциалом, оказывает весомое воздействие на развитие всего народно-хозяйственного комплекса. 
В соответствии с постановлением Президента «О приоритетах развития промышленности республики на 2011-2015 годы», принятым в декабре 2010 года, в сфере энергетики планируется реализация 44 инвестиционных проектов на общую сумму 5,2 млрд. долларов.  При этом в сфере модернизации и строительства объектов тепловых электростанций намечена реализация 15 проектов, в области гидроэнергетики – 9, в сфере развития электрических и распределительных сетей – 15 проектов. Ряд проектов направлен на совершенствование системы учета потребления электрической энергии.  В области теплоэнергетики ведется реализация проекта по расширению Навойской ТЭС, где идет строительство установки мощностью 478 МВт. Еще одним проектом является модернизации Ташкентской теплоэлектроцентрали, которая обеспечивает теплом и электричеством столицу. Здесь намечено установить газотурбинные установки мощностью по 27 МВт. Уже начата первая часть проекта, реализуемая при поддержке японской стороны.  Еще одним крупным текущим проектом является расширение Талимарджанской ТЭС со строительством двух парогазовых установок по 450 МВт. Реализация проекта осуществляется с привлечением финансовых ресурсов Азиатского банка развития, Всемирного банка, Фонда реконструкции и развития Узбекистана и собственных средств «Узбекэнерго». 
В период 2011-2015 годов предусмотрена модернизация большей части – до 90% действующих гидроэлектростанций, в том числе крупнейшей Чарвакской ГЭС, каскада Ташкентских ГЭС и других. Это связано с тем, что работая по 50-70 лет, данные объекты исчерпали свой ресурс, технически и морально устарели. Модернизация позволит повысить уровень эксплуатации станций, их мощность и продлить срок службы. Общая стоимость модернизации данных объектов оценивается в 190 млн. долларов.  Большая работа ведется в сфере модернизации электрических сетей. В этом направлении начато строительство 500-КВ линии между Талиманджарской ТЭС и подстанцией «Согдиана» протяженностью 218 км и крупной подстанции 500 КВ. Завершение проекта, реализуемого с привлечением средств Всемирного банка, запланировано на 2013 год. 
Всего в результате реализации постановления Президента «О приоритетах развития промышленности республики на 2011-2015 годы» в сфере энергетики должны быть введены 2150 МВт генерирующих мощностей, 1000 км линий электропередачи и 2200 МВт трансформаторных мощностей. 

В свою очередь это приведет к модернизации и техническому перевооружению, промышленности, для повышения эффективности и экономии энергоресурсов. И что бы добиться этого необходимо использование рациональной схемы электроснабжения. Одной из основных задач выпускной квалификационной работы является определение оптимальной схемы электроснабжения предприятий. При этом в выпускной квалификационной работе рассматривается два варианта системы электроснабжения и на основе технико-экономических сравнений определяется рациональная схема электроснабжения предприятия. Выпускная квалификационная работа, также предусматривает решение комплексной задачи. Здесь рассматривается вопросы по выбору электрических сетей высокого и низкого напряжения, расчет и выбор подстанций различного уровня электроснабжения. При вышесказанных решений этих задач учитывается категория потребителей, нормативные показатели таких как, потери напряжения или нормативный коэффициент мощности. Таким образом, рассматриваются все вопросы по электроснабжению промышленных предприятий.

Возможности реализации политики энергосбережения во многом зависят от экономической конъюнктуры страны, региона, района. Важно подчеркнуть, что даже крупные предприятия испытывают трудности с выработкой энергосберегающей политики, определением целей и направлений экономии энергетических ресурсов, а если и проводят организованную политику по энергосбережению, то ограничивают задачи строго производственно-техническими проблемами без учета сложившейся ситуации рынка. Ограниченность собственных инвестиционных ресурсов на большинстве предприятий не позволяет в полной мере решать возникающие проблемы, одной из которых является проблема энергоресурсосбережения. Решая проблемы энергосбережения на промышленном предприятии, следует учитывать его социально-экономическое положение и влияние на другие предприятия региона. При этом, выбирая какую-либо цель управления (например, политику эффективного энергосбережения), необходимо иметь ввиду, что она, должна способствовать главной цели предприятия - получению высокой прибыли, и видоизменяться в зависимости от рыночной ситуации. Отсюда вывод - выполнение в полной мере задач по энергосбережению на промышленном предприятии затруднено, и служба главного энергетика решить их самостоятельно без определенной технической, методической и финансовой помощи в настоящее время не в состоянии.

ГЛАВА 2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

По справочнику определяем коэффициент спроса цехов и cos. Исходные данные расчета занесены в таблицу №1. [4]

Таблица №1.

№

НАИМЕНОВАНИЕ

ЦЕХОВ

Pуст

кBт

Kс

-

Cos

1

Административное здание

35

0,5

0,7

2

Цех готовой продукции

85

0,55

0,8

3

Пропарочный цех

94

0,65

0,82

4

Арматурный цех

125

0,65

0,86

5

Опалубочный цех 1

105

0,7

0,83

6

Опалубочный цех 2

105

0,7

0,83

7

Склад песка и щебня

85

0,55

0,75

8

Лаборатория

60

0,4

0,78

9

Растворо- бетонный узел

55

0,5

0,72

10

Цементный склад

30

0,4

0,7

11

Механический цех

113

0,6

0,79

Итого

892

 

Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок производим по методу коэффициента спроса.

Расчет нагрузок 1-цеха

Силовая активная нагрузка 1-цеха.

Ррас=РустКс = 350,5 = 17,5 кBт

Силовая реактивная нагрузка 1-цеха

Qрас=Pрас tg =17,51,02 =17,9 кBap

Активная нагрузка освещения.

Pос=FPo/1000 =43520/1000 =8,7 кBт

где F , Po -площадь и удельная мощность освещения

Реактивная мощность освещения.

Qос=Pос tg =8,7 0,33 = 2,87 кBap

Суммарная активная нагрузка 1-цеха

P=Pрас+Pос = 17,5+8,7=26,2 кВт

Суммарная peактивная нагрузка 1-цеха

Q=Qрас+Qос =17,9+2,87 =20,72 кВар

Полная мощность 1-цеха

26,2 2+20,722 =33,41 кBA

Расчеты для остальных цехов выполняются аналогично, поэтому подробный расчет не приводится, а только результаты в виде таблицы

РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ТАБЛИЦА № 2

№

Наименование цехов

Pyс

кBт

Kc

-

Cos

Pрас

кВт

Qрас

кВар

Р0

Вт

F

кв.м

Pос

кВт

Qос

квар

Pрас

кВт

Qрас

кВар

Sрас

кВА

1

Административное здание

35

0,5

0,7

17,5

17,9

20

435

8,70

2,87

26,20

20,72

33,41

2

Цех готовой продукции

85

0,55

0,8

46,8

35,1

19

820

15,58

5,14

62,33

40,20

74,17

3

Пропарочный цех

94

0,65

0,82

61,1

42,6

16

1024

16,38

5,41

77,48

48,05

91,18

4

Арматурный цех

125

0,65

0,86

81,3

48,2

18

943

16,97

5,60

98,22

53,81

112,00

5

Опалубочный цех 1

105

0,7

0,83

73,5

49,4

17

943

16,03

5,29

89,53

54,68

104,91

6

Опалубочный цех 2

105

0,7

0,83

73,5

49,4

17

943

16,03

5,29

89,53

54,68

104,91

7

Склад песка и щебня

85

0,55

0,75

46,8

41,2

14

1100

15,40

5,08

62,15

46,31

77,51

8

Лаборатория

60

0,4

0,78

24,0

19,3

22

350

7,70

2,54

31,70

21,80

38,47

9

Растворо- бетонный узел

55

0,5

0,72

27,5

26,5

16

288

4,61

1,52

32,11

28,03

42,62

10

Цементный склад

30

0,4

0,7

12,0

12,2

9

288

2,59

0,86

14,59

13,10

19,61

11

Механический цех

113

0,6

0,79

67,8

52,6

18

484

8,712

2,875

76,51

55,49

94,52

Итого

892

 

660,36

436,89

793

Общая мощность предприятия

P=660,36 кВт Q=436,89 кВар Sрас=793,3 кВА

Потери мощности в трансформаторах

Pтр=Sрас0,02 =793,3 0,02 = 13,2 кBт

Потери реактивной мощности в трансформаторах

Qтр=Sрас0,1 = 793,30,1 =79,3 кBт

Компенсируемая реактивная мощность

660,36 (0,78 – 0,33) =298,3 кBap

где tg ест и tg н - естественный и нормативный коэффициенты мощности

Общая мощность предприятия после компенсации

660,36 2 + (436,89 – 298,3)2 = 695,4 кBA

Картограмма электрических нагрузок

Графическое выражение электрических нагрузок на генплане предприятия называется картограммой электрических нагрузок. При этом электрическая нагрузка цехов выражается кругами, центр, которого соответствует геометрическому центру данного цеха. Сектор в круге характеризует мощности расходуемой на освещения цеха. Для составления картограммы на генплан предприятия вводится системы координаты. Картограмма электрических нагрузок составляется для определения центра электрических нагрузок. Сначала, расчетная мощность каждого цеха умножается на координаты данного цеха. В примере 1-цеха рассмотрим составление картограммы.

Расчетную мощность 1-цеха умножаем на координаты 1-цеха

Px1=P1X1=26,2 31 =812,2 кBт м

Pу1=P1У1= 26,2 142 =3720,4 кBт м

Определяем угол освещения - по следующей формуле

Определяем радиус круга по следующей формуле

Расчеты для остальных цехов выполняются аналогично, поэтому подробный расчет не приводится. Результаты расчетов показаны в таблице №3

№

Наименование цехов

X

м

Y

М

PХ

кВтм

PY

кВтм

град

R

м

1

Административное здание

31

142

812,2

3720,4

119,5

2,89

2

Цех готовой продукции

29

74

1807,6

4612,4

90,0

4,5

3

Пропарочный цех

75

74

5811,3

5733,8

76,1

5,0

4

Арматурный цех

126

96

12376,2

9429,5

62,2

5,6

5

Опалубочный цех 1

126

75

11280,9

6714,8

64,5

5,3

6

Опалубочный цех 2

126

54

11280,9

4834,7

64,5

5,3

7

Склад песка и щебня

187

76

11622,1

4723,4

89,2

4,4

8

Лаборатория

130

18

4121,0

570,6

87,4

3,2

9

Растворо- бетонный узел

176

50

5651,0

1605,4

51,7

3,2

10

Цементный склад

201

50

2933,0

729,6

63,9

2,2

11

Механический цех

195

12

14919,8

918,1

41,0

4,9

Итого

82616

43593

 

 

Определяем координаты центра электрических нагрузок

Расчет внешнего электроснабжения

Система внешнего электроснабжения включает в себя главную распределительную подстанцию, а также линии, связывающие с энергосистемой. Расчет внешнего электроснабжения начинается с выбором ЛЭП [3]

Расчетный ток ЛЭП

Iрас=Sрас /(n·Uн )= 695,4/(21,73 10)=20,07 A

Аварийный ток ЛЭП

Iав=Sрас /(·Uн )= 695,4/(1,73 10)= 40,1 A

Паспортные параметры выбранной ЛЭП

Тип АС-3х 70; Iдд=265 A; Ro=0,443 oм/км; Xo=0,38 oм/км; Ko=10,8 млн. сум

Потери напряжения в ЛЭП

=1,7320,07(0,4430,78+0,380,63)3= 60,8 B

U% =(Uл/Uн)100% =(60,8/ 10000)100%=0,6 %

Потери мощности ЛЭП

=320,0720,443310-3 =3,21 кBт

Расчет технико-экономических показателей ЛЭП

Потери энергии в ЛЭП

Aл= Pлt = 3,21 4500 = 14460 кВт час

Амортизационные отчисления ЛЭП

32,40,023 = 0,75 млн. сум

а=0,023;

Отчисление на текущий ремонт и обслуживание

Uтр=Kлэптр=32,40,004 = 0,13 млн. сум

Где, ТР=0,004; отчисление на текущий ремонт и на обслуживание.

Стоимость потерь ЛЭП

3,21 160000 +1446080 =1,67 млн сум

Где, -основная ставка для оплаты за заявленную мощность электроэнергии, на текущий год =160000 сум/кВт. -дополнительная ставка, за использованную электроэнергию =80 сум/кВтчас

Годовые издержки ЛЭП

U = Ua + Uтр + Uпот = 0,75+0,13+1,67 =2,55 млн сум

Приведенные затраты ЛЭП

3лэп = U + Kлэп0,12 = 2,55 +0,1232,4= 6,43 млн сум

Выбор главной распределительной подстанции предприятия.

Для I- варианта с 7 ячейками:

Расчет технико-экономических показателей ГРП.

Амортизационное отчисление ГРП

а=0,064;

Uа=Kгрпа = 58,5620,064 = 3,748 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

тр=0,04

Uтр=Kгрптр= 58,5620,04 = 2,3425 млн сум

Годовые издержки ГРП

U = Ua + Uтр + Uп = 3,748+2,3425+0 =6,09 млн сум

Приведенные годовые затраты ГРП

3 = U + Kгрп0,12 = 6,09 +0,12 58,562=13,12 млн. сум

Технико-экономические показатели внешнего электроснабжения

4-таблица

Наименование оборудов

K

млн.сум

Ua

млн.сум

Uтр

млн сумм

Uп

млн сум

U

млн сум

3

млн сум

ЛЭП

32,4

0,75

0,13

1,67

2,55

6,43

ГРП

58,56

3,75

2,34

0,00

6,09

13,12

 итого

90,96

4,49

2,47

1,67

8,64

19,55

Для II - варианта с 5 ячейками:

Расчет технико-экономических показателей ГРП.

Амортизационное отчисление ГРП

а=0,064;

Uа=Kгрпа = 41,830,064 = 2,68 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

тр=0,04

Uтр=Kгрптр= 41,830,04 = 1,67 млн сум

Годовые издержки ГРП

U = Ua + Uтр + Uп = 2,68 +1,67 +0 =4,35 млн сум

Приведенные годовые затраты ГРП

3 = U + Kгрп0,12 = 4,35 +0,12 41,83= 9,37 млн. сум

Технико-экономические показатели внешнего электроснабжения

5-таблица

Наименование оборудов

K

млн.сум

Ua

млн.сум

Uтр

млн сумм

Uп

млн сум

U

млн сум

3

млн сум

ЛЭП

32,4

0,75

0,13

1,67

2,55

6,43

ГРП

41,83

2,68

1,67

0,00

4,35

9,37

 итого

74,23

3,42

1,80

1,67

6,90

15,80

СИСТЕМА ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗАВОДА I-ВАРИАНТА.

Система внутреннего электроснабжения включает в себя электрические сети находящейся на территории завода, включая цеховые подстанции. [7]

Система внутреннего электроснабжения предлагается в двух вариантах. В первом варианте сгруппируем нагрузки цехов следующим образом:

ТП

Цех

ТП1

1,2,3,4,5

ТП2

6,7,8,9,10,11

Таким образом, в первом варианте предлагается схема с 2 трансформаторными подстанциями, соответственно с 2 высоковольтными и 9 низковольтными кабелями.

Нагрузка 1 трансформатора.

Pтп1=Р1+ Р2 + Р3+ Р4 +Р5=353,8 кВт;

Qтп1= Q1+Q2 +Q3+Q4+Р5 =217,5 кВар;

Компенсируем реактивную мощность подстанции до нормативного значения

Компенсируемая реактивная мощность

=353,8 (0,62 – 0,33)=100,7 кВар

Выбираем комплект компенсирующих устройств с мощностью 2х 80 кВар, тип ККУ-0,38-I [3]

Расчет полной мощности подстанции после компенсации.

353,8 2+(217,5-100,7)2=372,5 кВА

Коэффициент загрузки трансформатора

372,5 /(2250)=0,75

Коэффициент загрузки трансформатора в пределах нормативного, поэтому мощность трансформатора выбираем окончательно.

Потери мощности в трансформаторах

=2(3,70,752 + 1,05) = 6,21 кВт

Потери энергии трансформатора

=2(3,70,752 4500 + 1,058760) =36,88 МВт·час

Таблица № 6

T П

номер

Число и тип трансформатора

Pтп

кВт

Qтп

кВap

Sтп

кBA

Pк

кВт

Pх

кВт

Uк

%

Iх

%

K

млн.c

TП-1

2XTM-250/10

353,8

217,5

372,5

0,75

3,70

1,05

4,5

2,40

38,50

TП-2

2XTM-250/10

306,6

219,4

322,9

0,65

3,70

1,05

4,5

2,40

38,50

Таблица №7

№ TП

Число и тип трансформатор

Qкy

кBap

Тип компенс устройства

Pп

кВт

Атр

МВтч

TП-1

2XTM-250/10

100,7

KKУ-0.38-I

2x80 кBap

6,21

36,88

TП-2

2XTM-250/10

118,2

KKУ-0.38-I

2x80 кBap

5,19

32,28

Технико-экономические показатели цеховых подстанций.

Общие потери мощности подстанций Ртр= 11,39 кВт

Общая потеря энергии подстанций Атр=69,16 МВтчас

Стоимость потерь энергии трансформаторов.

= 11,39 160000 + 6916080 =7,36 млн. сум

Амортизационные отчисления подстанций

=770,064=4,93 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и обслуживание

=770,04=3,08 млн. сум

Годовые издержки подстанций

U =Ua+Uтр+Uп=4,93 +3,08+7,36 =15,4 млн сум

Приведенные годовые затраты цеховых подстанций

Зпс=КпсЕн + U =770,12 +15,4 = 24,6 млн сум

Расчет кабельных линий.

Выбор кабельных линий осуществляем по нагреву, т.е. по длительному допустимому току кабеля. Для этого определяется максимальный рабочий ток кабеля и сопоставляется с длительно-допустимым током выбранного кабеля. Если расчетный аварийный ток кабеля меньше чем длительно-допустимый ток кабеля, принимается выбранный кабель. Максимальным расчетным током принимается аварийный ток кабеля. На каждой кабельной линии принимаем два параллельных кабеля. Расчетный аварийным током принимается ток кабеля тогда, когда нагрузка кабеля протекает через только один из параллельных кабелей.[7] В первом варианте в основном принимаем радиальные линии, т.е. цеховые подстанции питается непосредственно от ГРП. Распределительные пункты цехов от цеховых подстанций. В первом варианте 2 ТП, соответственно 2 высоковольтных кабельных линий и 9 низковольтных кабельных линий. От 1-КЛ питается 1,2,3,4,5 цеха, соответственно нагрузка КЛ-1 будет равным нагрузке 6,7,8,9,10 цехов, т.е. Sкл1 = S1 +S2+S3+S4+S5. Определяем расчетные токи кабелей.

Расчетный ток 1 -кабеля.

Iрас=Sрас /(n·Uн )= 353,8/(21,73 10)= 10,8 A

Расчет аварийного тока 1 -кабеля

Iав=Sрас /(·Uн )= 353,8/(1,73 10)=21,5 A

Паспортные параметры кабельной линии: Iдд=140 Тип-АСБ 3х50; Ro=0,62 ом/км; Xo=0,09 ом/км; Стоимость 1 км кабельной линии Ко= 41,16 млн.сум/км

Потери мощности 1 -кабельной линии

=310,820,620,029= 60 Вт

Потери напряжения кабеля

=

=1,73 10,7(0,620,95+0, 090,313) 0,029 = 0,33 B

= (0,33/ 10000)100% = 0,003 %

Таблица №8

№

КЛ

Потребители кабелей

Uном

B

Pкл

кВт

Qкл

кВар

Sкл

кВА

Iрас

А

Iав

А

1

КЛ-1

ГРП-ТП1

10000

353,8

217,5

372,5

10,8

21,5

2

КЛ-2

ГРП-ТП2

10000

306,6

219,4

322,9

9,3

18,6

3

KЛ- 3

ТП1-РП1

400

77,5

48,1

91,2

65,8

131,6

4

KЛ- 4

ТП1-РП2

400

62,3

40,2

74,2

53,5

107,1

5

KЛ 5

ТП1-РП3

400

26,2

20,7

33,4

24,1

48,2

6

KЛ- 6

ТП1-РП4

400

89,5

54,7

104,9

75,7

151,4

7

KЛ- 7

ТП2-РП5

400

31,7

21,8

38,5

27,8

55,5

8

KЛ- 8

ТП2-РП6

400

89,5

54,7

104,9

75,7

151,4

9

KЛ- 9

ТП2-РП7

400

32,1

28,0

42,6

30,8

61,5

10

KЛ- 10

ТП2-РП8

400

62,2

46,3

77,5

55,9

111,9

11

KЛ- 11

ТП2-РП9

400

14,6

13,1

19,6

14,2

28,3

Расчеты остальных кабельных линий выполняются аналогично, результаты расчетов занесены в таблицу № 9

№

Потребители кабелей

Iaв

А

Iдд

А

Тип и сечение кабеля

Ro Ом/км

L

км

Pл

кВт

U%

Ko

млн.сум

Kл

млн. сум

1

ГРП-ТП1

21,5

140

2хАСБ-3х50

0,62

0,029

0,006

0,003

41,16

0,60

2

ГРП-ТП2

18,6

140

2хАСБ-3х50

0,62

0,088

0,014

0,01

41,16

1,81

3

ТП1-РП1

131,6

165

2хАВВГ-3х50+1х25

0,62

0,119

0,958

1,89

10,044

0,60

4

ТП1-РП2

107,1

165

2хАВВГ-3х50+1х25

0,62

0,172

0,917

2,20

10,044

0,86

5

ТП1-РП3

48,2

115

2хАВВГ-3х25+1х16

1,24

0,170

0,184

1,79

7,21

0,61

6

ТП1-РП4

151,4

165

2хАВВГ-3х50+1х25

0,62

0,022

0,734

0,404

10,044

0,11

7

ТП2-РП5

55,5

90

2хАВВГ-3х16+1х10

1,94

0,069

0,31

1,35

5,21

0,18

8

ТП2-РП6

151,4

165

2хАВВГ-3х50+1х25

0,62

0,089

0,949

1,63

10,044

0,45

9

ТП2-РП7

61,5

90

2хАВВГ-3х16+1х10

1,94

0,037

0,204

0,74

5,21

0,10

10

ТП2-РП8

111,9

115

2хАВВГ-3х25+1х16

1,24

0,069

0,803

1,72

7,21

0,25

11

ТП2-РП9

28,3

90

2хАВВГ-3х16+1х10

1,24

0,063

0,047

0,37

5,21

0,16

Технико-экономические показатели кабельных линий

Общие потери мощности кабельных линий

Pкл=5,121 кВт

Потери энергии кабельных линий.

Aкл=Pклt= 5,121 4500 =23064 кВтчас

Стоимость потерь энергии в кабельных линиях

= 5,121 160000 +23064 80=2,67 млн. сум

Амортизационные отчисления кабельных линий

5,730,023=0,132 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

5,730,02=0,115 млн.сум

Годовые издержки кабельных линий.

U=Uп+Uа+Uтр=2,67 +0,132+0,115 =2,91 млн.сум

Приведенные годовые затраты кабельных линий

Зкл=КклЕн+U =5,730,12 +2,91 =3,6 млн.сум

Технико-экономические показатели 1-варианта

Таблица №10

Наименование

K

млн.сум

Pп

кВт

Ua

млн.сум

Uтр

млн сум

Uпот

млн сум

U

млн сум

3

млн сум

ТП

77,0

11,4

4,9

3,1

7,4

15,4

24,6

КЛ

5,7

5,1

0,1

0,1

2,7

2,9

3,6

ИТОГО

82,7

16,5

5,06

3,19

10,0

18,3

28,2

II-ВАРИАНТ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗАВОДА.

На втором варианте системы электроснабжения предлагается следующая схема.

ТП

Цех

ТП1

1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11

Во втором варианте предлагается схема с двумя трансформаторными подстанциями, соответственно с 1 высоковольтными и 10 низковольтными кабелями.

Нагрузка трансформатора.

Pтп1= Р1+ Р2+ Р3+ Р4+ Р5+ Р6 + Р7 + Р8+ Р9+ Р10 + Р11 = 660,4 кВт;

Qтп1= Q1 + Q2+ Q3+ Q4+Q5 +Q6 +Q7 +Q8 +Q9 +Q10 +Q11 =436,9 кВар;

Компенсируем реактивную мощность подстанции до нормативного значения

Компенсируемая реактивная мощность

=660,4 (0,66– 0,33)=219 кВар

Выбираем комплект компенсирующих устройств с мощностью 1х80 квар, тип ККУ-0,38-I и 1х160 квар, тип ККУ-0,38-III

Расчет полной мощности подстанции после компенсации.

660,4 2+(436,9 -219)2=695,4 кВА

Коэффициент загрузки трансформатора

695,4/(2400)=0,87

Коэффициент загрузки трансформатора в пределах нормативного.

Поэтому окончательно выбираем мощность трансформатора.

Потери мощности в трансформаторах

=2 (5,50,872 +0,92) = 10,15 кВт

Потери энергии трансформатора.

=2 (5,50,872 4500 + 0,928760) =53,52 МВт

Таблица №11

№ T П

Число и тип трансформатор

Pтп

кВт

Qтп

кВap

Sтп

кBA

-

Pк

кВт

Pх

кВт

Uк

%

Iх

%

K

млн.c

TП-1

2XTM-400/10

660,4

436,9

695,4

0,87

5,5

0,92

4,5

2,1

62,7

Таблица №12

№ TП

Число и тип трансформатор

Qкy

кBap

Тип компенс устройства

Pп

кВт

Атр

МВтч

TП-1

2XTM-400/10

219

KKУ-0,38-I

1x80 кBap,

KKУ-0,38-III

1x160 кBap

10,15

53,52

Технико-экономические показатели цеховых подстанций.

Общие потери мощности подстанций Ртр= 10,15 кВт

Общие потери энергии подстанций Атр=53,52 МВтчас

Стоимость потерь энергии трансформаторов.

= 10,15160000 + 5352080 =4,53 млн. сум

Амортизационные отчисления подстанций

=62,7 0,064=4,01 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и обслуживание

=62,7 0,04=2,508 млн. сум

Годовые издержки подстанций

U =Ua+Uтр+Uп=4,01 +2,508 +4,53 =11,05 млн. сум

Приведенные годовые затраты цеховых подстанций

Зпс=КпсЕн + U =62,7 0,12 +11,05=18,58 млн сум

Расчет кабельных линий

Расчетный ток кабеля 10 кВ.

Iрас=Sрас /(n·Uн )= 695,4/(21,73 10)= 20,07 A

Расчет аварийного кабеля 10 кВ.

Iав=Sрас /(·Uн )= 695,4/(1,73 10)=40,1 A

Паспортные параметры кабельной линии. Тип-2хАСБ 3х50; Iдд=140 А Ro=0,62 ом/км Xo=0,09 ом/км Стоимость 1 км кабельной линии Ко= 41,16 млн.сум/км

Потери мощности кабеля 10 кВ

=3 20,0720,620,029=22 Вт

Потери напряжения кабеля 10 кВ.

=

=1,73 20,07(0,62 0,95+0,090,313) 0,029= 0,62 B;

=(0,62 / 10000)100%=0,0062 %

Расчеты остальных кабельных линий выполняются аналогично, результаты расчетов занесены в таблицу №13

N

Номер

КЛ

Потребители кабелей

Uном

B

Pкл

кВт

Qкл

кВар

Sкл

кВА

Iрас

А

Iав

А

1

КЛ-1

ГРП-ТП

10000

660,4

436,9

695,4

20,07

40,1

2

KЛ- 2

ТП-РП1

400

89,5

54,7

105

75,7

151

3

KЛ- 3

ТП-РП2

400

90

55

105

75,7

151

4

KЛ 4

ТП-РП3

400

32

22

38

27,8

55,5

5

KЛ- 5

ТП-РП4

400

77

55

95

68,2

136

6

KЛ- 6

ТП-РП5

400

62

46

78

56

112

7

KЛ- 7

ТП-РП6

400

15

13

20

14,2

28,3

8

KЛ- 8

ТП-РП7

400

32

28

43

30,8

61,5

9

KЛ- 9

ТП-РП8

400

77

48

91

65,8

132

10

KЛ- 10

ТП-РП9

400

62

40

74

53,5

107

11

KЛ- 11

ТП-РП10

400

26

21

33

24,1

48,2

Результаты расчетов по выбору КЛ и расчет потерь КЛ занесены в таблицу №14

№

Потребители кабелей

Iaв

А

Iдд

А

Марка и сечение кабеля

Ro

Ом/кК

Lкл

км

Pл

кВт

U%

Ko

млн. сум 1 км

Kл

Км

1

ГРП-ТП

40,1

140

2хАСБ-3х50

0,62

0,029

0,022

0,006

41,16

0,6

2

ТП-РП1

151

165

2хАВВГ-3х50+1х25

0,62

0,025

0,27

0,46

10,04

0,1

3

ТП-РП2

151

165

2хАВВГ-3х50+1х25

0,62

0,045

0,48

0,83

10,04

0,2

4

ТП-РП3

55,5

90

2хАВВГ-3х16+1х10

1,94

0,09

0,4

1,77

5,21

0,2

5

ТП-РП4

136

165

2хАВВГ-3х50+1х25

0,62

0,17

1,47

2,7

10,04

0,9

6

ТП-РП5

112

115

2хАВВГ-3х25+1х35

1,24

0,07

0,81

1,75

7,21

0,3

7

ТП-РП6

28,3

90

2хАВВГ-3х16+1х10

1,94

0,102

0,12

0,93

5,21

0,3

8

ТП-РП7

61,5

90

2хАВВГ-3х16+1х10

1,94

0,078

0,43

1,56

5,21

0,2

9

ТП-РП8

132

165

2хАВВГ-3х50+1х25

0,62

0,116

0,93

1,85

10,04

0,6

10

ТП-РП9

107

165

2хАВВГ-3х50+1х25

0,62

0,191

1,02

2,45

10,04

1,0

11

ТП-РП10

48,2

115

2хАВВГ-3х25+1х35

1,24

0,174

0,38

1,83

7,21

0,6

Технико-экономические показатели кабельных линий

Общие потери мощности кабельных линий

Pкл=6,33 кВт

Потери энергии кабельных линий.

Aкл=Pклt=6,33 4500= 28505 кВтчас

Стоимость потерь энергии в кабельных линиях

= 6,33 160000 +28505 80=3, 29 млн. сум

Амортизационные отчисления кабельных линий

4,930,023=0,11 млн.сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

4,930,02= 0,10 млн.сум

Годовые издержки кабельных линий.

U=Uп+Uа+Uтр=3,29 +0,11 +0,10 =3,51 млн.сум

Приведенные годовые затраты кабельных линий

Зкл=КклЕн+U =4,93 0,12 +3,51 = 4,1 млн.сум

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ 2-ВАРИАНТА

Наимен.

оборуд

K

млн.сум

Pп

кВт

Ua

млн.сум

Uтр

млн сум

Uп

млн сум

U

млн сум

3

млн сум

ТП

62,7

10,15

4,01

2,508

4,53

11,1

18,58

КЛ

4,93

6,33

0,11

0,10

3,294

3,506

4,097

ИТОГО

67,63

16,49

4,13

2,61

7,82

14,56

22,67

Сравнение вариантов.

На основе технико-экономических показателей выбираем наиболее экономичный вариант электроснабжения. Для этого составляем следующую таблицу.

Номер варианта

K

млн.сум

Pп

кВт

Ua

млн.сум

Uтр

млн сум

Uп

млн сум

U

млн сум

3

млн сум

1-вариант

82,7

16,52

5,06

3,19

10

18,3

28,2

2-вариант

67,63

16,49

4,13

2,61

7,82

14,56

22,67

Технико-экономические показатели обоих вариантов показали, что 2 вариант дешевле 1 варианта на 15,07 млн. сум. Поэтому для электроснабжения завода выбираем схему 2 го варианта.

РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ