Электрические нагрузки завода геофизического оборудования

Оглавление
Введение 3
1.Ведомость электрических нагрузок. Категория потребителей. 4
2. Определение расчетных нагрузок по цехам и предприятию в целом 6
2.1 Определение расчетной мощности в целом с учетом компенсирующих устройств и потерь мощности в трансформаторах 8
2.2 Расчет мощности компенсирующих устройств 8
2.3 Потери мощности в компенсирующих устройствах 9
2.4 Потери мощности в трансформаторах ГПП 9
2.5 Мощность трансформаторов ГПП с учетом потерь 9
3. Выбор напряжения питающих линий и распределительных сетей 10
3.1 Выбор напряжения распределительных линий 11
4. Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов ГПП 12
5. Картограмма нагрузок и определение центра электрических нагрузок (ЦЭН) 14
5.1 Картограмма нагрузок 14
5.2 Определение условного центра электрических нагрузок 16
6. Количество и мощность трансформаторов ЦТП с учетом КУ 17
7. Составление схем электроснабжения (3 варианта) 20
7.1 Выбор схем распределительной сети предприятия 21
7.2 Распределение нагрузки по пунктам питания ТП-10/0,4 кВ; РП-0,4 кВ. 23
8. Выбор сечения питающей линии и распределительных сетей 25
8.1 Расчет потерь ЦТП 25
8.2 Выбор сечения проводов питающей линии 26
8.3 Выбор сечения кабельных линий напряжением до 1 кВ 27
9. Технико-экономическое сравнение и выбор схемы электроснабжения 31
9.1 Технико-экономический расчет кабельных линий 32
9.2 Технико-экономический расчет трансформаторных подстанций 34
9.3 Технико-экономический расчет высоковольтных выключателей 36
10. Технико-экономическое сравнение вариантов. 38
Список использованной литературы 39

Ток, протекающий в линии (мощность берём максимальную по 3 варианту):принимаем минимальное допустимое сечение по нагреву (ПУЭ6) Sн=400мм2 с допустимой токовой нагрузкой: 830 А и допустимым током короткого замыкания: 20,56кА.Допустимая длина линии по потерям напряжения. Расстояние от подстанции энергосистемы 3 км где =6,86 по [Л-2](табл. П4.4 ст.339);=10%.Проверим по экономической плотности тока:Принимаем АСБ — кабель силовой для стационарной прокладки на напряжение до 35 кВ, с бумажной изоляцией ГОСТ 18410-73 для прокладки в траншее с низкой коррозионной активностью.Технические данные кабеля АСБ 3х400 -10кВ:- рабочее напряжение: 10 кВ при частоте: 50Гц;- теоретический вес 1 км (мп): 9056,00кг;(ож): 7530,00кг;- диаметр поперечного сечения (мп): 63,3мм; (ож): 57,6мм;- номинальная толщина изоляции жилы: 2,75мм; поясной изоляции: 1,25мм;- допустимая токовая нагрузка:830А;- допустимый ток короткого замыкания: 20,56кА.8.3 Выбор сечения кабельных линий напряжением до 1 кВПередачу электроэнергии от источника питания до приёмного пункта промышленного предприятия осуществляется воздушными или подземными кабельными линиями. Сечение проводов и жил выбирается по техническим и экономическим условиям.К техническим условиям относятся: выбор сечения по нагреву расчётным током, условиям возникновения короны, механической прочности, нагреву от кратковременного выделению тепла током короткого замыкания, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведённые затраты которой будут минимальными.Выбор сечения по нагреву осуществляется по расчётному току. Для параллельно работающих линий в качестве расчётного тока принимается ток после аварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным в зависимости от расчетного тока определяется ближайшее большее стандартное сечение. Это сечение приводится для конкретных условий среды и способа прокладки кабеля и проводов.При выборе сечения кабельной линии учитывают допустимые кратковременные перегрузки. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, для таких кабелей допускается перегрузки в течение 5 суток в пределах, указанных в таблицах справочника. По условиям возникновения короны выбирают минимально допустимое сечение только для воздушных линий (неизолированных проводов и кабелей). Для изолированных жил кабелей самое малое стандартное сечение обеспечивает отсутствие возникновения короны.Выбор сечения по механической прочности также не производится, так как минимальное стандартное сечение удовлетворяет этому условию. По нагреву длительно допустимым током нагрузки: По потере напряжения: По экономической плотности тока:Пример расчёта кабельной линии проведем на линии Л-1 (ГПП – ТП1), вариант №1. По данным таблицы №8определим расчетный номинальный и расчетный аварийный ток.По справочнику [2] выбираем кабель ААШв с Iдоп=270 А сечением 50 мм2.По плотности тока:,Оставляем стандартное сечение 50 мм2.По потере напряжения:где =0,93 по (табл. П4.7 ст.342[Л-2]);=10%.По всем условиям выбранный кабель с сечением 50 мм2 проходит. Выбор кабелей остальных линий для рассматриваемых вариантов сведем в таблицу №8.Таблица 8 - Выбор кабелей ( варианты № 1-3)9. Технико-экономическое сравнение и выбор схемы электроснабженияЦелью технико-экономических расчётов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и её элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна многовариантность решений задач, обусловленная широкой взаимозаменяемостью технических решений. При технико-экономических расчётах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:Технические: сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и параметрах, характеризующих каждый рассматриваемый вариант;Экономические: расчёт вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.Каждый вариант схемы должен соответствовать требованиям, предъявляемым к системе промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами, отраслевыми инструкциями и ПУЭ.В технико-экономических расчётах используют укрупненные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения, а так же УПС сооружения подстанций в целом. УПС не применяют для определения реальной стоимости сооружения объекта (поскольку из них исключены некоторые статьи затрат), а используют при сравнительных расчётах вариантов. УПС основных элементов системы электроснабжения приведены в приложении.В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчётов в качестве основного метода оценки вариантов схемы в курсовом проекте используется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложения (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы. Экономические (стоимостные) показатели в большинстве случаев являются решающими при технико-экономических расчётах. Однако, если рассматриваемые варианты равноценны в отношении стоимостных показателей, предпочтение отдают варианту с лучшими техническими показателями.9.1 Технико-экономический расчет кабельных линийТехнико-экономический расчет кабельной линии покажем на примере линии Л-5 (вариант №1).Определение капитальных затрат: пример расчета покажем для кабельной линии Л-1, L=0,27 км кабель марки АБ(3×70) стоимость 1 км кабеля 520тыс.руб.Стоимость кабельной линии:тыс. руб.Определение эксплуатационных расходов на кабельную линию:Коэффициент загрузки кабельной линии:Потери в кабеле при полной нагрузке: .Действительные потери мощности:Потери электроэнергии в линии:Стоимость потерь электроэнергии:тыс.руб.где С0=2,29 руб/кВт чАмортизационные отчисления на кабельную линию:тыс. руб.Результаты остальных расчетов также приведены в таблице 8.Таблица 8 – Технико-экономический расчёт линий9.2 Технико-экономический расчет трансформаторных подстанцийДля примера определим технико-экономические показатели трансформаторов установленных в ТП-1 (вариант 1). На ТП-1 установлены два трансформатора типа: ТМ 10/0,4 мощностью 6300кВа. Технические параметры трансформатора:=1%;=7,5%;=9,40 кВт; =46,50 кВтСтоимость одного трансформатора Котп=1260 тыс.руб. Тогда полная стоимость цеховой ТП будет складываться из стоимости трансформаторов и стоимости подстанции киоскового типа:тыс. руб.Определим приведенные потери в трансформаторе:Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе:Стоимость потерь в трансформаторе:тыс. руб.Стоимость амортизационных отчислений: тыс. руб.Данные остальных расчётов сведем в таблицу №10Таблица 10 – ТЭР ТП9.3 Технико-экономический расчет высоковольтных выключателейРассмотрим на примере (варианта 1) ГПП-ТП1, расчет других вариантов сведем в таблицу 11.На линии установлено два выключателя марки ВВ-АЭ, стоимость выключателя составляет 50 тыс. руб, тогда капитальные вложения на установку выключателя составят: .где К1- стоимость выключателя; n- количество выключателей.Эксплуатационные расходы на выключатель составят: .где - коэффициент окупаемости для срока в шесть лет.Таблица №11 - Высоковольтные выключатели.10. Технико-экономическое сравнение вариантов.Результаты расчета затрат на все варианты сведем в таблицу №12.Единовременные капитальные вложения: .Стоимость потерь электроэнергии: .Амортизационные отчисления: .Ежегодные эксплуатационные расходы: .Затраты: .Таблица 12 – Сравнение технико-экономических показателей.На основании анализа результатов технико-экономического расчета принимаем вариант схемы №2 для выполнения внутризаводского электроснабжения, поскольку он отвечает всем требованиям надежности и имеет минимальные приведенные затраты.Список использованной литературы1. Справочник энергетика промышленных предприятий. В 4-х т. Под общ. Ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского и Я.М. Больцмана. М.: «Госэнергоиздат», 1961.2. А. А. Федоров, Л. Е. Старков. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368 с.3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования :Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд.,перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил.4. Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию: Учеб.пособие для вузов. – 2-е изд., доп. – М.: Высш. шк., 2000. – 255 с., ил.5. Правила устройства электроустановок. 7-е изд., переработанное и дополненное, с изменениями. Утверждены Приказом Минэнерго России № 204 от08.07.2002.