Учебная работа. Электроснабжение завода электросталей

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Электроснабжение завода электросталей

1. Состав потребителей по категорийности

На первом этапе проектирования электроснабжения завода необходимо определить для каждой группы потребителей (цехов) степень надежности снабжения — категорию /1, с. 80/. По надежности электроснабжения в соответствии с требованиями ПУЭ электроприемники разделяют на три категории.

К категории I относят наиболее ответственные электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. При этом перерыв их электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания от другого источника.

Перерыв электроснабжения потребителей II категории может привести к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих и механизмов. При этом для них допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями оперативного персонала.

остальные электроприемники отнесены к III категории. Их электроснабжение может осуществляться от одного источника питания, если время для ремонта или замены поврежденного элемента системы не превышает 1 суток.

На основании этого для каждого потребителя зададим категорию электроснабжения:

Таблица 2 — Состав потребителей по категорийности

НаименованиеКатегория1. Склад готовой продукцииIII2. Склад вспомогательных материаловIII3. Цех сталеплавильных печей №1I4. Цех электрических печей №2I5. Прокатный цехI6. Цех электрических печей №3I7. Столярный цехII8. Ремонтно-механический цехII9. Кузнечно-прессовый цехII10. ЭнергоцехII11. Склад оборудованияIII12. ГаражIII13. НасоснаяI14. ЗаводоуправлениеII15. КомпрессорнаяI

2. Определение электрической нагрузки завода

Перед определением нагрузок опишем основные из существующих методов расчета нагрузки /2, с. 6/. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

К основным методам расчета электрических нагрузок относятся следующие:

1)по установленной мощности и коэффициенту спроса:

Для определения расчетной нагрузки необходимо знать установленную мощность, коэффициент спроса. Определение расчетной мощности является приближенным, а, следовательно, его применение рекомендуется для предварительных расчетов и определения общезаводской нагрузки.

Рр = Кс∙Рн (1)

) по средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок:

Этот метод с достаточной степенью точности позволяет определять расчетные нагрузки узлов на всех ступенях системы электроснабжения, начиная от шин цеховых подстанций и выше в сторону питания. При условии наличия графика нагрузки может считаться вообще вполне удовлетворительным.

Рр =Кф∙Рс (2)

) по средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм показателей графиков нагрузок):

метод наиболее точен и применяется для расчета нагрузок на всех ступенях системы электроснабжения, и при условии наличия данных о каждом приемнике узла. Метод громоздкий, трудный для применения, а применение его на высоких уровнях электроснабжения привело к большим ошибкам, из-за большого числа потребителей.

Рр = Км∙Рс (3)

) по средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статистический метод):

Статистический метод расчета представляет попытку преодоления несовершенств метода упорядоченных диаграмм. Использование статического метода в соответствии с формулой (4) определения расчетных нагрузок возможно во всех случаях, но при наличии данных, приведенных в выражении (4).

Рр = Рс ± β∙σ (4)

где β — принятая кратность меры рассеяния;

σ — среднеквадратичное отклонение.

Применение метода коэффициента максимума дает более точные результаты, чем метод коэффициента спроса. Однако следует учитывать, что шаг стандартных сечений мощностей силовых трансформаторов и т.д. значительно больше, чем ошибка в расчетах. По этой причине вполне возможно применение метода определения нагрузки и по коэффициенту спроса.

Активная, силовая нагрузка цеха, кВт,

,

где kС — коэффициент спроса группы электроприемников, принимаемый по /2, с. 23/;

Рном — суммарная номинальная мощность однотипных электроприемников.

Реактивная мощность нагрузки цеха, квар,

,

где tgφ — коэффициент реактивной мощности группы электроприемников.

Осветительная нагрузка цеха, кВт,

,

гдеγ0 — удельная мощность осветительной нагрузки;

kсо — коэффициент спроса осветительных нагрузок /2, с. 38/;

Рно-установленная мощность приемников электрического освещения.

Таблица 3 — Коэффициент спроса осветительных нагрузок

НаименованиеkсоСклады0,6Административные здания0,9Производственные здания, состоящие из крупных пролетов0,95

Величина Рно может находиться по формуле:

Рудо — удельная нагрузка, Вт/м2 площади пола цеха /2, с. 39/

Примем для всех цехов Рудо=0,015 кВт/м2.

F — площадь помещения, определяемая по генплану.

Расчет по формулам 5-9 сведем в таблицу 4.

Полная, силовая мощность нагрузки цеха, кВ·А,

.

Таблица 4 — Результаты расчета нагрузок завода по цехам

№РНОМ, кВтkСkИсosφF, м2Рр, кВтРно, кВтРро, кВтkСОQр, квар11800,50,450,76839,59012,67,560,6076,962400,50,450,76635,0209,525,710,6017,1340000,40,350,651911,4160028,6727,20,951870,1425000,40,350,651758,5100026,425,10,951169,15165000,750,600,701911,41237528,6727,20,9512625642000,40,3350,652067,0168031,029,450,95196474200,160,140,60582,067,28,738,30,9589,682700,350,450,60582,094,58,738,30,95125,79722,30,50,40,70617361,159,268,80,95368,4103200,50,40,706171609,268,80,95163,211700,50,450,76988,33514,828,90,6029,9121600,60,50,70459,1966,894,130,6097,91354000,750,650,8499,540507,497,10,953037,5142500,850,650,81120,4212,516,8115,130,90159,41564000,750,650,8355,648005,335,060,953600Σ—-26641,35-196,74-25393,86

Полная комплексная мощность нагрузки завода, кВ∙А,

.

поскольку трансформаторы еще не выбраны, то активные и реактивные потери в трансформаторе на главной понизительной подстанции (ГПП), вызванные протеканием через него тока нагрузки, кВт и квар определятся /2, с. 20/,

,

,

Полная комплексная мощность, потребляемая заводом, кВА,

сosφ и tgφ производства, о.е.,

Принимая сosφЭС для ТЭЦ равный 0,85 (tgφЭС=0,62), определяем предварительную мощность компенсирующих устройств (КУ), квар,

.

По рассчитанной мощности выбираем КУ /3, с. 109/ 4×УКЛ56-10,5-3150У3. Мощность КУ, квар .

Полная мощность, потребляемая заводом с учетом КУ, кВ∙А,

.

3. Проектирование схемы внешнего электроснабжения завода

3.1 Определение способа питания и номинального напряжения

Номинальное напряжение ЛЭП существенно влияет на ее технико-экономические показатели. При большом номинальном напряжении возможна передача большой мощности на большие расстояния и с меньшими потерями. Пропускная способность электропередачи при переходе на следующую ступень номинального напряжения увеличивается в несколько раз. В то же время с повышением номинального напряжения существенно возрастают капитальные вложения в оборудование и сооружение ЛЭП. Поэтому выбор напряжения ЛЭП очень важная задача, при его выборе необходимо учесть множество факторов.

Для определения напряжения ЛЭП по передаваемой мощности и расстоянию, на которое необходимо передать эту мощность, существует ряд эмпирических формул. В нашем случае воспользуемся формулой Стилла, преобразованной С.Н. Никоггосовым к виду.

,

где Р — активная мощность передаваемая по ЛЭП, l — расстояние на которое необходимо передать эту мощность.

кВ.

Тогда для дальнейшего анализа принимаем два близлежащих значения номинальных напряжений 35<33,5<110 кВ.

В качестве линии электропередач (ЛЭП) будем применять воздушную линию (ВЛ) так как ее сооружение и связанные с ним затраты являются экономически выгоднее по сравнению с установкой кабельных линий.

Для выбора оптимального варианта электроснабжения завода, проведем технико-экономический расчет:

Вариант-1. Питание завода осуществляется по четырех цепной ВЛ напряжением 35 кВ.

Определим сечение проводов ЛЭП методом экономической плотности тока.

Токовая нагрузка ЛЭП, А,

,

где UНОМ — номинальное напряжение ЛЭП;

nЦ — число параллельных цепей ЛЭП.

Определяем сечение провода, мм2,

,

где jЭК — экономическая плотность тока /4, с. 220 /, выбранная в зависимости от годового числа часов использования максимума нагрузки приведенного в /2, с. 66/. ч. для электротехнических заводов.

выбираем ближайшее стандартное сечение провода /5, с. 432/ АС 95 и его характеристики Z0=0,306+j0,421 Ом/км; Iдоп=330 A.

Проверим выбранное сечение по нагреву для послеаварийного режима:

А;

=> , условие выполняется.

Проверка сечения по допустимой потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах, В,

,

Потери напряжения не превышают 5%, следовательно, сечение выбрано верно.

Для того чтобы осуществить передачу ЭЭ от генератора станции (100 МВт) до потребителей по ЛЭП, необходима трансформация на высшее напряжение, в данном случае 35 кВ. Но чтобы это реализовать при мощности 100 МВт потребуется установить 6 трансформаторов мощностью 16 МВА на один блок, что является практически не возможным и не экономичным. Исходя из выше названного, этот вариант далее считаем не целесообразным и рассматриваем только 2 вариант снабжения завода «электросталей» на напряжении 110 кВ.

Вариант-2. Питание завода осуществляется по двух цепной ВЛ напряжением 110 кВ, для заводской подстанции в качестве схемы электроснабжения применяем — схему мостик.

рисунок 2 — Электрическая схема ВН

Определим сечение проводов ЛЭП методом экономической плотности тока.

Токовая нагрузка ЛЭП, А,

,

где UНОМ — номинальное напряжение ЛЭП;

nЦ — число параллельных цепей ЛЭП.

Определяем сечение провода, мм2,

,

где jЭК — экономическая плотность тока выбранная по /4, с. 220/.

ближайшее стандартное сечение провода /5, с. 432/ АС 70 его характеристики Z0=0,428+j0,444 Ом/км; Iдоп=265 A.

Проверка по условиям коронирования выполняется при напряжениях выше 35 кВ

Определим начальную критическую напряженность электрического поля по выражению, кВ/см,

,

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

r0 — радиус провода, см

Определяем напряженность около поверхности провода по, кВ/см,

,

r0 — радиус расщепленного провода, см;

D — среднегеометрическое расстояние между проводами фаз при горизонтальном расположении фаз, см

Тогда

таким образом, провод АС 70/11 по условиям короны проходит.

Проверим выбранное сечение по нагреву для послеаварийного режима, А.

;

=> , условие выполняется.

Проверка сечения по допустимой потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах, В,

,

.

Потери напряжения не превышают 5%, следовательно, сечение выбрано верно.

3.2 Выбор место положения ГПП и его оборудования

Местоположение главной понизительной подстанции (ГПП) определим методом картограммы нагрузок /2, с. 48/. Для этого определим координаты геометрического центра каждого здания и сведем их в таблицу 5. Тогда координаты ГПП определяться из следующих формул,

,.

Таблица 5 — Геометрические координаты центров зданий, м,

№ цехаКоордината х, ммКоордината у, ммРi, МВтРi∙хiРi∙уi1124397,561170,724195,082435825,711105,531491,1839755,51627,2157838,490309,646442,51025,165606,443566,755974212402,21203013,4520892,4628,5261709,4548719,32544445,77251475,51887,5105783414102,83495,21439,299127369,9533665,459988,651010127168,817048,84557,61171443,9307,3614,61272100,13700,91200,2613252,54057,1101427,510142,7514573227,6312974,91682,891510334805,06494921,1814415,18Сумма26838,092143882,5747998,8

Определяем координаты ГПП, мм,

,.

Расположить ГПП в месте расчетных координат невозможно так, как пришлось бы вести линию к ГПП по крыше кузнечного цеха и энергоцеха. Рациональнее сдвинуть ГПП вниз. И новые координаты , .

Рисунок 3 — Схема предприятия с определением месторасположения ГПП

Выбор трансформатора ГПП

Выбор мощности трансформатора на ГПП проводиться на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы /2, с. 109/. В послеаварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов) должно быть обеспечено надежное питание потребителей от оставшегося в работе трансформатора.

Рассчитаем номинальную мощность трансформаторов на ГПП, кВ·А,

,

гдеkав — коэффициент аварийной перегрузки.

выбираем трансформатор 2хТРДН-25000/110, /5, с. 148/. Характеристики трансформатора приведены в таблице 6.

ТипUном, кВПотери, кВтuк, %Iх, %R, Омх, ОмЦена, тыс. руб.ВНННРхРкТРДН-25000/11011510,52512010,50,652,5455,965,5

Коэффициент загрузки трансформатора, %,

,

Коэффициент после аварийной перегрузки трансформатора,

,

Из рассчитанных коэффициентов видно, что выбранные трансформаторы загружены нормально.

Выберем трансформатор для питания ГПП на блок Г-Т-ЛЭП

поскольку генераторы по 100 МВт каждый, то выберем трансформатор исходя из полной вырабатываемой станцией мощности:

МВт

выбираем трансформатор ТДЦ-125000/110, /6, с. 693/. Характеристики трансформатора приведены в таблице 7.

Таблица 7 — характеристики трансформатора

ТипUном, кВПотери, кВтuк, %Iх, %R, Омх, ОмВНННРхРкТДЦ-125000/11012110,512040010,50,550,3712,3

Выбор выключателя ГПП /2, с. 110/

Для выбора выключателей на ГПП ВН необходимо определим ток, который возникает при КЗ, кА,

где ZКЗ — сопротивление от источника до точки КЗ, Ом

,

Ом,

Ом,

Ом.

Рабочий ток выключателя, А,

,

где — мощность завода, определенная в пункте 1; nЦ — количество цепей.

Выбираем выключатель типа ЯЭ-110Л-23 (13) У4 /5, с. 242/. Сведем результат проверки выключателей на напряжение 110 кВ в таблицу 8.

Таблица 8 — Выбор выключателя

Условие выбораПаспортный параметрРасчетный параметрUном ≥ Uрасч110кВ110 кВIном ≥ Iраб1250 А84,3 АIном.КЗ ≥ Iрасч.КЗ40 кА1,7 кАTном.доп0,055 сек.-Стоимость, тыс. руб.16500

3.3 Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения завода

Так как в пункте 3.1 был исключен из рассмотрения один из сравниваемых вариантов, то просто определим приведенные затраты на сооружение внешнего электроснабжения завода /2, с. 112/. При определении капитальных затрат используем укрупненные показатели стоимости электрооборудования

Определим капитальные вложения во внешнее электроснабжение,

,

гдеКТ — стоимость трансформатора;

КЯ — стоимость выключателя на ГПП;

КW — стоимость сооружения одного километра ЛЭП 110 кВ /4, с. 266/;

тыс. руб.

Суммарные ежегодные издержки определятся из условия:

,

где- амортизационные отчисления, включающие соответственно отчисления по линиям, выключателям и трансформаторам,

— расходы на эксплуатацию и ремонт соответственно по линиям, выключателям и трансформаторам,

— стоимость годовых потерь ЭЭ в линиях и трансформаторах.

Амортизационные отчисления:

,

где

Тпи — срок полезного использования, /2, с. 100/.

Таблица 9 — Вспомогательные коэффициенты

ПараметрВыключательЛинияТрансформатор171717, %5,90,85,9

тыс. руб.

Расходы на эксплуатацию и ремонт:

,

где

Рэ.р. — срок полезного использования, /2, с. 104/.

тыс. руб.

Стоимость потерь ЭЭ:

,

гдеΔР — удельные потери активной мощности, принятые по /6, с. 273/;

τ — время максимальных потерь принятое по /6, с. 62 и с. 181/;

nЦ — количество параллельных цепей.

Потери электроэнергии в трансформаторе, МВт,

,

где — удельное сопротивление проводов, Ом/км,

— длина линии, км,

— количество цепей,

-расчетная мощность, МВА.

время использования максимума потерь, ч.

Годовые потери энергии в линиях, кВт∙ч/год,

годовые потери ЭЭ в трансформаторах,

где — количество трансформаторов,

потери короткого замыкания, кВт,

-расчетная мощность, МВА,

-номинальная мощность трансформатора, МВА.

кВт∙ч/год.

Стоимость годовых потерь в линиях и трансформаторах, тыс. руб./год,

где ΔА’, ΔА» — суммарные потери электроэнергии, соответственно зависящие и независящие от нагрузки;

β’, β» — стоимость 1 кВт·ч потерь, определяемый для показателей Т’ = τ и Т» = 8760 ч

Суммарные ежегодные издержки, тыс. руб.,

Приведенные затраты, тыс. руб.,

,

гдеЕН — нормативный коэффициент эффективности капиталовложении в электроэнергетику (при сроке окупаемости 8 лет), 1/год.

4. Выбор внутреннего электроснабжения завода

.1 Выполнение эскиза схемы с указанием ГПП, ТП и линиями связи между цехами

Проектирование систем внутреннего высоковольтного электроснабжения начинаем со схематичного расположения прокладываемых КЛ по территории завода, а также указания расположения трансформаторных подстанций (ТП).

каждый цех на схеме пронумерован, и показана его полная мощность, кВА.

рисунок 4 — Схема внутреннего высоковольтного электроснабжения завода

4.2 Выбор сечения кабельных линий

Сечение жил кабелей выбираются по техническим и экономическим условиям. К техническим условиям относится выбор сечения по нагреву расчетным током, нагреву от кратковременного выделения тепла током короткого замыкания, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах. К экономическим условиям относится выбор сечения по методу экономической плотности тока.

Определим сечения КЛ для каждого участка, и проверим их по техническим условиям. Расчет покажем на примере участка КЛ от ГПП до 15 цеха, результаты расчетов по остальным участкам приведем в таблице 10.

длительный ток по КЛ, А,

Предварительное сечение кабеля, мм2,

,

где jЭ — нормированная плотность тока /4, с. 220/ для кабеля с бумажной изоляцией, А/мм2.

выбираем трехжильный кабель с бумажной изоляцией ААБ 240, параметры кабеля /6, с. 674/: r0=0,258 Ом/км, х0=0,081 Ом/км, Iдоп=240 A.

Проверим выбранный кабель по нагреву от протекания токов КЗ.

периодическая составляющая тока КЗ, кА,

,

где ZКЗ — сопротивление от источника до точки КЗ, Ом.

,

где — сопротивление питающей системы, Ом;

— сопротивление ЛЭП 110 кВ, Ом;

— сопротивление трансформаторов на 110 кВ (ГПП);

— сопротивление КЛ завода, Ом;

— коэффициент трансформации соответствующей ступени.

Ом,

Ом.

Сопротивление двухобмоточного трансформатора на ГПП, ТРДН-25000/110, Ом,

Сопротивление КЛ завода, Ом,

где — длина участка КЛ (см. рисунок 4), км.

Тогда суммарное сопротивление, Ом,

максимальный тепловой импульс КЛ, кА2·с,

,

где Та — постоянная времени затухания периодической составляющей тока КЗ;

tотк — полное время отключения,

,

Минимальное сечение по условию термической стойкости, мм2,

,

где С — функция значение которой выбирается по /7, с. 201/

Выбранное сечение кабеля проходит по нагреву 120>35,2.

Проверим сечение по допустимой потере напряжения.

Проверка производится в нормальном и послеаварийном режимах, и потери не должны превышать 5% и 10% соответственно [5].

Потеря напряжения в нормальном режиме работы, %,

где и — суммарные активная и реактивная мощность, протекающая по участку КЛ от ГПП до 15 цеха.

потеря напряжения в послеаварийном режиме работы, при обрыве одной цепи КЛ, %,

.

Выбранное сечение КЛ удовлетворяет проверке по допустимой потере напряжения.

Таблица 10 — Результаты расчета по выбору сечения КЛ

УчастокТип кабеляSi-j, кВАIрасч, АL, кмFКЛ, мм2ZКЗ, ОмIПО, кАBК, кА2·сFтер, мм2ГПП-152×ААБ-1205627162,40,0775101,50,78,6612,3835,19ГПП-ТП23×ААБ-956974134,20,083283,90,7018,6512,3435,13ГПП-ТП52×ААБ-50272678,70,163549,20,7188,4411,7634,3ГПП-52×ААБ-24011853,2342,20,145213,90,7048,6112,2235,0ГПП-ТП32×ААБ-954063,6117,30,144573,30,7088,5612,134,8ГПП-ТП62×ААБ-1205810,1167,70,2489104,80,7188,44511,7734,3ТП1-152×ААБ-185377,0286,40,0891790,70,3310,0181,34ТП1-102×ААБ-120234,8178,40,032111,50,690,3320,0181,35ТП3-2ААБ-3530,8746,90,11429,30,710,3250,0171,32ТП5-1ААБ-120124,3188,80,0951180,70,3310,0181,32ТП6-11ААБ-7053,1280,70,07350,40,70,3310,0181,34ТП6-7ААБ-120117,21780,021111,30,70,3310,0181,34ТП7-142×ААБ-150277,9211,10,056131,90,70,3310,0181,34ТП7-12ААБ-150140212,70,0671330,70,3310,0181,35

Таблица 11 — характеристики кабельных линий

ТипНапряжение, кВR0, Ом/кмX0, Ом/кмДлительно допустимый ток, АЦена, тыс. руб./кмААБ-50100,620,09001402,4ААБ-95100,3260,08302053,2ААБ-120100,2580,08102403,6ААБ-240100,1290,07503555,4ААБ-350,40,8900,06372202,27ААБ-700,40,4430,06123402,88ААБ-1200,40,2580,06024603,76ААБ-1500,40,2060,05605204,34ААБ-1850,40,1670,05965805,01

4.3 Выбор выключателей на низкой стороне ГПП

Рабочий ток выключателя, А,

,

nЦ — количество цепей;

Определим ток протекающий через выключатель во время КЗ, кА,

.

Выбираем выключатель типа ВВТЭ-10-20/1000УХЛ2 /5 с. 232/. Сведем результат проверки выключателей на напряжение 10 кВ в таблицу 12.

Таблица 12 — Выбор выключателя

Условие выбораПаспортный параметрРасчетный параметрUном ≥ Uрасч10 кВ10 кВIном ≥ Iраб1000 А927,5 АIном.КЗ ≥ Iрасч.КЗ52,5 кА13,75 кАTном.доп0,055 сек.-Стоимость, тыс. руб.2,46

.4 Выбор цеховых трансформаторов

В последнее десятилетие подстанции третьего уровня оснащают преимущественно комплектными ТП. Широко применяемые КТП не имеют сборных шин первичного напряжения и отличаются только конструкцией (в зависимости от завода-изготовителя). КТП комплектуют из следующих основных элементов: устройство высокого напряжения — шкаф ВН; трансформаторов; распределительное устройство низкого напряжения — шкаф НН с вводным автоматическим выключателем, низковольтные шкафы отходящих линий и шкаф секционного низкого напряжения, обычно осуществляющий АВР /1, с. 254/.

Для выбора номинальной мощности трансформаторов КТП, определяем предварительно мощность трансформаторов при аварийной перегрузке в ТП1, кВ·А,

,

где kав — коэффициент аварийной перегрузки.

выбираем трансформатор 2хТМ-1000/10, /5, с. 124/. Характеристики трансформатора приведены в таблице 13.

Таблица 13 — характеристики трансформатора

Тип трансформатораUном, кВПотери, кВтuк, %ix,%ВНННPxPкТМ-1000/10100,42,45115,51,4

Коэффициент загрузки трансформатора,

,

Коэффициент после аварийной перегрузки трансформатора,

,

Выбор остальных цеховых трансформаторов сведем в таблицу 14.

Таблица 14 — Выбор трансформаторов

УзелТип трансформатора, кВА, о. е., о. е.ТП12хТМ-1000/10808,10,571,13ТП23хТМ-2500/104981,30,931,4ТП32хТМ-2500/101791,90,51,0ТП42хТМ-1600/101131,90,51,0ТП52хТМ-2500/101974,10,551,1ТП62хТСЗ-250/10236,40,661,32ТП72хТМ-1000/10701,40,501,0

Исходя из выбранных трансформаторов, выбираем следующие комплектные трансформаторные подстанции /5, с. 532/.

Таблица 15 — Выбор КТП

УзелТип КТПЦена шкафов на стороне 10 кВ, руб.цена шкафов на стороне 0,4 кВ, руб.Общая цена, тыс. руб.ТП12хКТП-У-630-100057013101,88ТП23хКТП-630-250093052006,13ТП32х КТП-630-250093052006,13ТП42х КТП-630-25008434166,75,01ТП52х КТП-630-250093052006,13ТП62х КТП-250-63055020902,64ТП72хКТП-У-630-100057013101,88

4.5 Определение приведенных затрат на сооружение внутреннего электроснабжения предприятия

Суммарные капиталовложения, тыс. руб.,

.

где — капитальные вложения в закрытое распределительное устройство на 42 отходящих линий /8, с. 334/, равные 155 тыс. руб.;

капитальные вложения в КУ /8, с. 340/, тыс. руб.,

.

капитальные вложения в выключатели НН /8, с. 334/, тыс. руб.,

.

капитальные вложения в кабельные линии /4, с. 272/, тыс. руб.,

капитальные вложения в КТП/5, с. 532/, тыс. руб.,

Суммарные годовые издержки,

.

где — издержки на амортизацию и обслуживание закрытого распределительного устройства /8, с. 315/, тыс. руб.,

.

Издержки на амортизацию и обслуживание КУ, тыс. руб.,

.

Издержки на амортизацию и обслуживание выключателей, тыс. руб.,

.

Издержки на амортизацию и обслуживание КЛ, тыс. руб.,

.

Издержки на амортизацию и обслуживание КТП, тыс. руб.,

Издержки на возмещение потерь электроэнергии:

.

где ΔА — суммарные потери электроэнергии зависящие от нагрузки;

β — стоимость 1 кВт·ч потерь /8, с. 317/.

Результат расчета сведем в таблицу 15.

Таблица 15 — Издержки на возмещение потерь электроэнергии

УчастокnцIрасч, АRуч, Омτ, чβ, тыс. руб./(кВт∙ч)ИΔА, тыс. рубГПП-152162,40,0212669,20,07ГПП-ТП23134,20,0280,07ГПП-ТП5278,70,1020,08ГПП-52342,20,0220,33ГПП-ТП32117,30,0490,09ГПП-ТП62167,70,0670,25ТП1-152286,40,0160,17ТП1-102178,40,0080,04ТП3-2146,90,1020,03ТП5-11188,80,0250,12ТП6-11180,70,0330,03ТП6-711780,0060,02ТП7-142211,10,0120,07ТП7-121212,70,0140,081,45потребитель нагрузка завод электроснабжение

Суммарные годовые Издержки, тыс. руб.,

.

Суммарные затраты, тыс. руб.,

.

список источников

1 Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов высших учебных заведений / Б.И. Кудрин. — 2-е изд. — М.: Интермет Инжиниринг, 2006. — 672 с.

Электроснабжение: Учеб. пособие по курсовому и дипломному проектированию: В 2 ч. Ч. 1 /Л.С. Синенко, Т.П. Рубан, Е.Ю. Сизганова, Ю.П. Попов. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. — 135 с.

Электро-технический справочник: В 4 т. Т. 2. Электротехнические изделия и устройства / Под общ. ред. Профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов) — 9-е изд., стер. — М., 2003. — 518 с.

Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: Учеб. пособие для студентов вузов/ В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др. Под ред. В.М. Блок. — М.: Высшая школа, 1981. — 304 с.

Неклепаев Б.Н. электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, П.И. Крючков. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

Герасименко А.А. Передача и распределение электрической энергии: Учеб. пособие / А.А. Герасименко, В.Т. Федин. — ростов-н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006. — 720 с.

Рожкова, Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станции и подстанции: Учеб. пособие / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. — Москва: Энергоатомиздат, 1980. -600 с.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Сост. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.

СТП КГТУ 01-05. Общие требования к оформлению текстовых и графических студенческих работ. Текстовые материалы и иллюстрации. — Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. -58 с.

Учебная работа. Электроснабжение завода электросталей