Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

электрический трансформаторный подстанция

Темой данной работы является реорганизация электроснабжения предприятия в связи с увеличением производственной мощности.

Система электроснабжения должна отвечать определенным технико-экономическим требованиям, при обеспечении всех технических требования обладать минимальными затратами, при этом обеспечивать требуемую надежность и быть удобной в безопасной в эксплуатации, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных ситуациях.

Нужно учитывать большое количество факторов при построении системы электроснабжения, такие как: потребляемая мощность, категории надежности электроснабжения, графики нагрузки предприятия, распределение электрических нагрузок на территории предприятия, условия окружающей среды, местоположение источников питания, наземных и подземных коммуникации.



Исходные данные

Данные электрической сети цеха №18 (металообработка) КЭМЗ. Завод расположен на Владимирская обл, город Ковров.

В таблице 1 приведены сведения об установленной мощности и другие данные для электроприёмников напряжением до 1000В, в таблице 2 - для электроприёмников напряжением выше 1000В и в таблице 3 - дополнительные данные.

Номинальные напряжения всех высоковольтных электроприёмников - 50кВ

Таблица 1. Данные для электроприёмников напряжение до 1000В КЭМЗ 18 участок

Номер цеха на плане	Наименование цеха, отделения, участка	Установленная мощность Рном, кВт	Коэффициент использования, Ки	Коэффициент мощности cos ?	tnц
1	подразделение №1	800	0,8	0,85	0,78
2	подразделение №2	550	0,8	0,85	0,78
3	подразделение №3	720	0,8	0,8	0,84
4	Ремонтно-механический отдел	-	-	-	-
5	подразделение №4	2160	0,7	0,75	0,90
6	подразделение №5	2600	0,65	0,75	0,90
7	подразделение №6	6050	0,75	0,85	0,78
8	Участок Шлифовки	2200	0,5	0,65	1,02
9	Отделение разделения руды	500	0,7	0,75	0,90
10	Термическая №1	700	0,75	0,85	0,78
11	Административно-бытовой корпус	300	0,6	0,75	0,90
12	Склад	320	0,3	0,62	1,06



Таблица 2. Данные для электроприёмников напряжением выше 1000 В КЭМЗ 18 участок

Номер цеха на плане	Наименование цеха, отделения, участка	Вид высоковольтных электроприёмников	Установленная мощность, кВт	Коэффици-ент использования, Ки	Коэффициент мощ-нос-ти cos ?	tnф
2	Компрессорная	Синхронные двигатели	1850	0,8	-0,75	0,90
5	подразделение №4	Распред щит	3500	0,9	0,353	1,36
6	подразделение №5	Распред щит	3700	0,9	0,24	1,46
		Распред щит	3800	0,9	0,29	1,42
		Распред щит	3000	0,9	0,32	1,40
		Асинхронные двигатели	1100	0,8	0,75	0,90
7	подразделение №6	Распред щит	3500	0,9	0,4	1,32
		Заспред щит	2800	0,9	0,29	1,42

Таблица 3. Дополнительные данные КЭМЗ 18 участок

Расстояние от предприятия до подстанции энергосистемы, км	1
Существующие уровни напряжений U1 и U2 на подстанции энергосистемы, кВ	110 и 220
Мощность короткого замыкания (МВА) на шинах подстанции энергосистемы напряжением	U1	4500
	U2	6500
Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу	за 1 кВт максимальной нагрузки,	согласно действующим тарифам
	за 1 потребленный кВт·ч,
Наивысшая температура, оС	окружающего воздуха	26,6
	почвы (на глубине 0,7 м)	15
Коррозионная активность грунта предприятия	Средняя
Блуждающие токи в грунте	Нет
Наличие колебаний и растягивающих усилий в грунте	Есть значительные усилия



1. Литературный обзор

Работа промышленных предприятий, прежде всего, связана с потреблением электрической энергии, вырабатываемой на электростанциях.

Электростанция - это промышленное предприятие, которое вырабатывает электроэнергию и обеспечивает её передачу потребителю по электрической сети.

Электрической сетью называется совокупность подстанций, а так же распределительных устройств и соединяющих их электрических линий, размещённых на территории района, населённого пункта, потребителя электрической энергии.

Электрические сети как правило классифицируют по назначению (области применения), масштабным признакам, и по роду тока.

Сети бывают:

- Общего назначения: электроснабжение сельскохозяйственных, бытовых, промышленных и транспортных потребителей.

- Автономного электроснабжения: электроснабжение автономных и мобильных объектов (транспортные средства, суда, самолёты, космические аппараты, автономные станции, роботы и т.п.)

- Технологических объектов: электроснабжение производственных объектов и прочих инженерных сетей.

Масштабные признаки, размеры сети:

- Магистральные сети - это сети связывающие отдельные регионы, страны и их крупнейшие источники. Для магистральных сетей характерны сверхвысокие и высокие уровни напряжения и большие потоки мощности (гигаватты).

- Региональные сети - это небольшие сети масштаба региона (области, края). Они имеют питание от магистральных сетей или собственных региональных источников питания. Региональные сети, как правило, обслуживают крупных потребителей, таких как город, предприятие или месторождение. Для них характерны высокий и средний уровень напряжения, а так же большие потоки мощности (сотни мегаватт, гигаватты).

- Районные и распределительные сети. Имеют питание от региональных сетей. Обычно собственных источников питания не имеют, обслуживают средних и мелких потребителей, таких как поселки, транспортные узлы, небольшие предприятия. Для них характерны средний и низкий уровень напряжения и небольшие потоки мощности (мегаватты).

- Внутренние сети - это небольшие сети, например, в рамках района города, завода, квартала, села. Часто имеют только 1 или 2 точки питания от внешней сети. При этом иногда имеют собственный резервный источник питания. Характеризуются низким уровнем напряжения и небольшими потоками мощности (сотни киловатт, мегаватты).

- Электропроводка - это сети, самого нижнего уровня, например отдельного здания, цеха или помещения. Часто рассматриваются вместе с внутренними сетями. Характеризуются низким и бытовым уровнем напряжения, а так же маленькими потоками мощности (десятки и сотни киловатт).

Виды тока.

- Переменный трёхфазный ток: используется в большинстве сетей высоких, средних и низких классов напряжений, а так же магистральные, региональные и распределительные сети. Переменный электрический ток передаётся по трём проводам таким образом, что фаза переменного тока в каждом из них смещена относительно других на 120°. Каждый провод и переменный ток в нём называются «фазой». Каждая «фаза» имеет определённое напряжение относительно земли, которая выступает в роли четвёртого проводника.

Переменный однофазный ток: большинство сетей бытовой электропроводки, оконечных сетей потребителей. Переменный ток передаётся к потребителю от распределительного щита или подстанции по двум проводам (т. н. «фаза» и «ноль»). Потенциал «нуля» совпадает с потенциалом земли, но конструктивно «ноль» отличается от провода заземления.

- Постоянный ток: большинство контактных сетей, некоторые сети автономного электроснабжения, а также ряд специальных сетей сверхвысокого и ультравысокого напряжения. Постоянный ток пока имеет ограниченное распространение.

Принципы работы электрической сети.

Электрические сети осуществляют передачу, распределение и преобразование электроэнергии в соответствии с возможностями источников и требованиями потребителей.

Переменный ток

Множество крупных источников электроэнергии, электростанции, построены с использованием генераторов переменного тока. Кроме того, амплитудное напряжение переменного тока может быть легко изменено при помощи трансформаторов, это позволяет повышать и понижать напряжение для передачи. Основные потребители электроэнергии используют непосредственное переменный ток. Мировым стандартом генерации, передачи и преобразования электроэнергии является использование переменного трёхфазного тока. В России и ряде других европейских стран промышленная частота тока равна 50 герц, в США, Японии и других странах - 60 герц.

Многие бытовые потребители используют переменный однофазный. Переменный однофазный ток получается из переменного трёхфазного тока путём объединения потребителей в группы по фазам. При этом каждой группе потребителей выделяется одна из трёх фаз, а второй провод («ноль»), используемый при передаче однофазного тока, является общим для всех групп и в своей начальной точке должен быть заземлен.

Классы напряжения

При передаче большой электрической мощности на низком напряжении возникают большие омические потери из-за высоких значений протекающего тока. Для снижения потерь уменьшают протекающий ток: при снижении тока в 2 раза омические потери снижаются в 4 раза. Следовательно, большие мощности выгодно передавать при высоком напряжении. Однако при строительстве высоковольтных сетей возникает ряд технических трудностей; кроме того, непосредственно потреблять электроэнергию с высоким напряжением очень проблематично для конечных потребителей.

Преобразование напряжения

Как правило, генераторы источника и потребители работают с низким номинальным напряжением. Потери энергии в линиях обратно пропорциональны квадрату напряжения, поэтому для снижения этих потерь электроэнергию выгодно передавать на высоких напряжениях. Для этого на выходе от генератора его повышают, а на входе потребителя его понижают при помощи трансформаторов.

Структура сети

Электрическая сеть может иметь очень сложную структуру из за территориального расположения потребителей, источников, требований надёжности и других соображений. В сети выделяются линии электропередачи, соединяющие подстанции. Линии могут быть как одинарными, так и двойными (двухцепными), а так же иметь ответвления. К подстанциям обычно подходит несколько линий. Внутри подстанции преобразуется напряжение и происходит распределение потоков электроэнергии между подходящими линиями. Для соединения линий иоборудования внутри подстанций используются электрические коммутаторы различных типов.

Для наглядного представления структуры сети используют специальное начертание схемы сети, однолинейная схема, которая представляет собой три провода трёх фаз в виде одной линии. На схеме отображаются линии, секции и системы шин, коммутаторы, трансформаторы, а так же устройства защиты.

Структура сети электроснабжения может быть изменена путём переключения коммутаторов. Это необходимо для отключения аварийных участков сети или для временного отключения участков при ремонте. Структура сети также может быть изменена для оптимизации электрического режима сети.

Основные компоненты сети

Сеть электроснабжения характеризуется тем, что связывает территориально удалённые пункты источников и потребителей. Это может быть осуществлено при помощи линии электропередачи - специальных инженерных сооружений, состоящих из проводников электрического тока, сооружений для размещения и прокладки, средств изоляции и защиты.



2. Расчетная часть

2.1 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение активных и реактивных нагрузок.

Расчет электрических нагрузок в системе электроснабжения промышленного предприятия выполняют для характерных мест присоединения приёмников электроэнергии. Важно учесть, то что отдельно рассматривают сети напряжением до 1000В и выше.

Номинальную мощность (активную P_ном и реактивную Q_ном) группы цехов определяется как сумма номинальных мощностей отдельных участков.

Групповая номинальная активная мощность:

, (2.1),

где n - число цехов.

Групповая номинальная реактивная мощность:

(2.2),

Суммарные значения средней активной и реактивной мощности участков:

, (2.3),

(2.4),

где m - число участков.

Суммарные расчетные активная и реактивная мощности участков равны:

Р_р=11,64 МВт, Q_р=9,6 МВт

Определяется расчетная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом коэффициента расчетной нагрузки, для высоковольтной схемы электроснабжения К_р=1.

Расчетные активная и реактивные мощности группы цехов выше 1 кВ:

, (2.5),

. (2.6),

Суммарные расчетные активная и реактивная мощности для группы участков выше 1кВ равны:

Р_р=25 МВт, Q_р=7,3 МВт

Расчетная активная нагрузка предприятия:

Р_р.n = Р_р.н + Р_р.В (2.7),

Р_р.n=11401+25020=36421 кВт

2.2 Построение картограммы нагрузок и выбор местоположения ГПП

Схему главной понизительной подстанции(ГПП) выбирают с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии, а так же категории их надежности, характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане предприятия. Схему должна соответствовать ряду производственных, архитектурно-строительных и эксплуатационных требований. В общем случае схема главной понизительной подстанции включает в себя один или несколько понизительных трансформаторов и распределительных устройств высшего, среднего и низшего напряжений. Наиболее простыми в проектировании и экономичными в эксплуатации являются схемы подстанций без сборных шин на высшем напряжении. Такие схемы основаны на блочном принципе и рекомендуются к применению на все напряжения. Схемы с одной системой шин на первичном напряжении 110-220 кВ ГПП применяют при невозможности использовать блочные схемы без выключателей и без сборных шин.

В целях разработки экономически целесообразной системы электроснабжения необходимо ГПП установить в центре электрической нагрузки. Центром электрических нагрузок называется точка, в которой показатели разброса потребителей электроэнергии в системе электроснабжения имеют наименьшее значение.



Таблица 4. Исходные данные для расчета центра электрических нагрузок

Номер подказделения на плане	Рр, кВт	Qр, кВ·Ар	Координата х	Координата у
1	840	652	30	13
2	160	124	30	14
3	656	549	62	52
4	-	-	-	-
5	2218	1992	126	53
6	1086	975	47	82
7	4110	3190	47	82
8	685	700	135	85
9	865	777	95	107
10	525	407	30	105
11	192	172	140	115
12	65	69	150	55
			72	72

Координаты центра электрических нагрузок определяются по следующим формулам:

, (2.8),

. (2.9),

где х_i, у_i - координаты центра i-го цеха на плане предприятия.

Поскольку центр электрических нагрузок геометрически совпадает с одним из цехов, то принято решение ГПП разместить в цехе №7.

На ГПП устанавливаем трансформатора ТРДНС-63000/35-У1.

ТРДН-63000/35У1:

Т-трехфазный;

Р-расщепление-обмотки-НН;

Д-охлаждение спринудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла; Н-регулирование напряжения под нагрузкой;

63000 - номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

35 - класс напряжения обмотки высшего напряжения, кВ;

У1 - климатическое исполнение и категория размещения

Рис. 1. Координаты центра электрических нагрузок

2.3 Выбор цеховых трансформаторных подстанций и компенсирующих устройств

Выбор числа и мощности трансформаторов производим по полной мощности:

(2.10),

где Р - активная мощность;

Q - реактивная мощность.

Определяется наибольшая реактивная мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:

дополнительных показателей К₁

и К₂. Коэффициент отвечает за оптимальное значение потерь в распределительной сети. К_{1 -} коэффициент, который зависит от удельных приведенных затрат на комплексное устройство напряжением до 1000В и выше 1000В, К₂ - коэффициент определенный схемой сети.

. (2.11),

Определяется суммарная мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:

, (2.12),

где Q_р - реактивная нагрузка полученная по методу коэффициента расчетной нагрузки (первый этап).

Если Q_нку1<0, то первому этапу установка компенсирующих устройств не требуется, тогда Q_нку1=0.

Выбор суммарной мощности низковольтных комплексных устройств(НКУ) по второму этапу (т.е. по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях)

, (2.13),

где - расчетный коэффициент, который определяется в зависимости от схемы питания комплексной трансформаторной подстанции(КТП) и

Если Q_нку1<0, то Q_нку1=0.

Определение суммарной мощности низковольтных комплексных устройств и выбор фактических мощностей компенсирующих устройств, производится по формуле:



. (2.14),

Произведем выбор мощности и числа трансформаторов комплексной трансформаторной подстанции на примере насосного цеха.

Выбираем два трансформатора ТМ 630/6 - 10/0.4.

Определяем наибольшую реактивную мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:

кВ·Ар.

Определяем суммарную мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:

кВ·Ар.

Далее выбираем суммарную мощность НКУ по второму этапу (т.е. по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях):

кВ·Ар,

Суммарная мощность НКУ равна:

Q_нкуУ=219+4,6=224 кВ·Ар.

Для компенсации реактивной мощности выбираем компенсирующее устройство типа УКМ 58-0,4-250-25.

Результаты расчета сведены в таблицу 5.

Таблица 5. Выбор числа и мощности трансформаторов КТП до 1000В

Номер на схеме	Рр, кВт	Qр, кВ·Ар	S, кВ·А	QнкуУ, кВ·Ар	Nт	Наименование трансформаторов	Наименование НКУ
1	840	652	1063	224	2	ТМ 630/6 - 10/0.4	УКМ 58-0,4-250-25
2	160	124	202	0	1	ТМ 250/6 - 10/0.4	-
3	656	549	855	209	1	ТМ 1000/6 - 10/0.4	УКМ 58-0,4-250-25
4	-	-	-	-	-	-	-
5	2218	1992	2981	1312	2	ТМ 1000/6 - 10/0.4	УКМ 58-0,4-1500-50
6	1086	975	1459	295	2	ТМ 1000/6 - 10/0.4	УКМ 58-0,4-300-25
7	4110	3190	5203	640	3	ТМ 2500/6 - 10/0.4	УКМ58 -0,4-700-50
8	685	700	979	360	1	ТМ 1000/6 - 10/0.4	УКМ 58-0,4-400-25
9	865	777	1163	349	2	ТМ 630/6 - 10/0.4	УКМ 58-0,4-400-25
10	525	407	664	0	1	ТМ 1000/6 - 10/0.4	-
11	192	172	258	0	1	ТМ 630/6 - 10/0.4	-
12	65	69	95	0	1	ТМ 100/6 - 10/0.4	-

2.4 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

Схема распределительной сети принимается радиальной, поскольку среди потребителей электроэнергии преобладают потребители первой категории надежности, у которых перерыв в электроснабжении, при нарушении электроснабжения от одного их источников питания, не может быть допущен на длительное время, а только на время автоматического восстановления питания от другого источника питания. Потребители первой категории обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Питание осуществляется двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций источника питания. Цеховые подстанции имеют глухое присоединение трансформатора.

Рис. 2. Схема внутреннего электроснабжения



Электроснабжение цеха осуществляется с шин районной подстанции, линия связи ГПП с подстанцией равны 1 км.

2.5 Выбор сечения линий

Для выбора сечений кабелей определяется расчетный ток, по таблице выбирается стандартное сечение, соответствующее ближайшему большему току.

Расчетный ток определяется по формуле:

(2.15),

Далее определяется длительно допустимый ток для КЛ по выражению:

I_доп = I_{доп. табл.} К₁ К₂,

где К₁ - коэффициент, учитывающий число работающих кабелей проложенных в земле, К₁=0,9;

К₂ - коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды и допустимую температуру кабеля, К₂=1,11.

Условие допустимости по нагреву для КЛ-10 кВ:

I_доп I_наиб.

Проведем расчет на примере линии ГПП - ТП3

60*0,9*1,11=59,94 А

Следовательно, для линии ГПП-ТП3 выбираем кабель марки АПвП (алюминиевая жила изоляция из сшитого полиэтилена, оболочка из полиэтилена) сечением 25 мм².

Результаты расчета сведены в таблицу.

Таблица 6. Результаты расчета

Линия	Iнаиб, A	Iдоп, A	Марка и сечение кабеля
ГПП-ТП1	61,39	65	АПВП 1x35/16-10
ГПП-ТП2	11,69	15	АПВП 1x35/16-10
ГПП-ТП3	55,38	60	АПВП 1x35/16-10
ГПП-ТП5	172,11	180	АПВП 1x150/25-10
ГПП-ТП6	84,27	85	АПВП 1x35/16-10
ГПП-ТП7	300,37	310	АПВП 2x300/70-10
ГПП-ТП8	56,54	60	АПВП 1x35/16-10
ГПП-ТП9	67,12	75	АПВП 1x35/16-10
ГПП-ТП10	38,37	40	АПВП 1x35/16-10
ГПП-ТП11	14,90	15	АПВП 1x35/16-10
ГПП-ТП12	5,47	7	АПВП 1x35/16-10

2.6 Расчет токов короткого замыкания

При проектировании системы электроснабжения предприятия учитывают как нормальные и продолжительные режимы работы электроустановки, так и их аварийные режимы. Одним из таких аварийных режимов является короткое замыкание.

Короткое замыкание(КЗ) - это случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима, токи в ветвях резко возрастают.

Как правило, трехфазные КЗ вызывают в поврежденной цепи наибольшие токи, следовательно при выборе аппаратуры обычно за расчетный ток КЗ принимают ток трехфазного короткого замыкания.

Исходя из этого, для уменьшения последствий короткого замыкания необходимо как можно быстрее отключить поврежденный участок от сети, это достигается применением быстродействующих выключателей и релейной защиты с минимальной выдержкой по времени. Все электрические приборы и токоведущие части должны выбираться таким образом, чтобы исключалось их разрушение при прохождении по ним больших токов короткого замыкания, в связи с чем возникает необходимость расчета этих величин.

Токи КЗ считаем в точках наиболее приближенных и наиболее удаленных от КТП.

Составим схему замещения:

Рисунок 3. Схема замещения

Сопротивление системы определяется по следующей формуле:

(2.16),

где - напряжение системы, в данном случае равно 10500 В;

- напряжение базисной ступени, в данном случае равно 400 В;

- трехфазный ток короткого замыкания системы (18 кА).

мОм

Для трансформатора ТМ 630/6 - 10/0.4:

ДР_к=5,5 кВт, U_к=4,5%, U_нн=0,4 кВ.

Полное сопротивление силового трансформатора:

Активное сопротивление силового трансформатора:

мОм

Индуктивное сопротивление силового трансформатора

мОм

Ток трехфазного КЗ в рассматриваемой точке:

(2.17),

где базисный ток:



Ударный ток по:

(2.18)

где К_уд - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени (x_к и r_к - соответственно индуктивное и активное сопротивление цепи КЗ).

Рассчитанные токи короткого замыкания и выбранные предохранители сведены в таблицу 7

Таблица 7. Токи короткого замыкания

Точка	Трехфазный ток КЗ, кА	Ударный ток КЗ, кА	Выключатели
К1	15,3	18	ВВЭ-10-20/630У3
К2	11,3	14	ВВЭ-10-20/630У3
К3	3,04	4	ВВТЭ-10-10/630У3
К4	11,13	13	ВВЭ-10-20/630У3
К5	2,7	3	ВВТЭ-10-10/630У3
К6	3,9	5	ВВТЭ-10-10/630У3
К7	12,3	15	ВВЭ-10-20/630У3
К8	14,1	17	ВВЭ-10-20/630У3
К9	18,7	22	ВВЭ-10-31,5/630УЗ
К10	7,2	9	ВВТЭ-10-10/630У3
К11	4,3	5	ВВТЭ-10-10/630У3
К12	2,1	3	ВВТЭ-10-10/630У3

2.7 Расчет при увеличении нагрузки предприятия в 3 раза

Таблица 8. Данные для электроприемников напряжением до 1000В

Номер цеха на плане	Наименование цеха, отделения, подразделения	Установленная мощность Рном	Коэффициент использования, Ки	Коэффициент мощности cos j	tnц
1	№1	2400	0,8	0,85	0,78
2	№2	1650	0,8	0,85	0,78
3	№3	2160	0,8	0,8	0,84
4	Ремонтно-механический отдел	-	-	-	-
5	№4	6480	0,7	0,75	0,90
6	№5	7800	0,65	0,75	0,90
7	№6	19500	0,75	0,85	0,78
8	Шлифовки	6600	0,5	0,65	1,02
9	Отделение разделения руды	1500	0,7	0,75	0,90
10	термическая №1	2100	0,75	0,85	0,78
11	Административно-бытовой корпус	900	0,6	0,75	0,90
12	Склад	960	0,3	0,62	1,06

Таблица 9. Данные для электроприемников напряжением выше 1000В

Номер цеха на плане	Наименование цеха, отделения, участка, подразделения	Вид высоковольтных электроприёмников	Установленная мощность, кВт	Коэффици-ент использования, Ки	Коэффициент мощности cos j	tnф
2	Компрессорная	Синхронные двигатели	5550	0,8	-0,75	0,90
5	№4	Распред щит	10500	0,9	0,353	1,36
6	№5	Распред щит	11100	0,9	0,24	1,46
		Распред щит	11400	0,9	0,29	1,42
		Распред щит	9000	0,9	0,32	1,40
		Асинхронные двигатели	3300	0,8	0,75	0,90
7	№6	Распред щит	10500	0,9	0,4	1,32
		Заспред щит	8400	0,9	0,29	1,42

2.8 Расчет электрических нагрузок по предприятию

Групповая номинальная активная мощность:

, (2.1),



где n - число цехов.

= 69750 кВт

Групповая номинальная реактивная мощность:

(2.2),

= 52050 кВар

Суммарные расчетные активная и реактивная мощности подраздилений равны:

Р_р=69,7 МВт, Q_р=52 МВт

Расчетные активная и реактивные мощности группы подраздилений выше 1 кВ:

Р_р=37,5 МВт, Q_р=50,8 МВт

Расчетная активная нагрузка участка:

Р_р.n = Р_р.н + Р_р.В (2.3),

Р_р.n=67750+37530=105280 кВт

Выключатели:

3xВ ВЭ-10-20/630У 3 на 3xВ ВЭ-10-31,5/630У 3,

В ВЭ-10-10/630У 3 на В ВЭ-10-20/630У 3.

Так же при увеличении мощности в 1.5 раза следует добавить на главную понизительную подстанцию еще один трансформатор марки ТРДНС-63000/35-У1.



2.9 Выбор цеховых трансформаторных подстанций и компенсирующих устройств.

Таблица 10. Выбор числа и мощности трансформаторов КТП до 1000В

Номер на схеме	Рр, кВт	Qр, кВ·Ар	S, кВ·А	QнкуУ, кВ·Ар	Nт	Наименование трансформаторов	Наименование НКУ
1	1260	1222	1755	542	2	ТМ 1000/6 - 10/0.4	УКМ 58 -0,4-600-50
2	240	233	334	0	1	ТМ 400/6 - 10/0.4	-
3	984	1029	1424	349	2	ТМ 1000/6 - 10/0.4	УКМ 58-0,4-400-25
4	-	-	-	-	-	-	-
5	3327,45	4268	5412	1548	2	ТМ-4000/10/0,4	УКМ 58-0,4-2000-50
6	1628,25	2249	2777	1161	2	ТМ 1600/6 - 10/0.4	УКМ 58 -0,4-1500-50
7	5320	6379	8307	2299	3	ТМ-4000/10/0,4	УКМ 58-0,4-2500-50
8	1027,5	2099	2337	1249	2	ТМ 1250/6 - 10/0.4	УКМ 58-0,4-1500-25
9	1296,75	1663	2109	813	2	ТМ 1250/6 - 10/0.4	УКМ 58-0,4-900-50
10	787,5	815	1133	0	2	ТМ 630/6 - 10/0.4	-
11	288	431	518	0	2	ТМ 630/6 - 10/0.4	-
12	98,1	346	360	0	1	ТМ 400/6 - 10/0.4	-

2.10 Выбор сечения линий

Таблица 11. Результаты выбора сечений

Линия	Iнаиб, A	Iдоп, A	Марка и сечение кабеля
ГПП-ТП1	101,35	105	АПВП 1x70/16-10
ГПП-ТП2	19,31	20	АПВП 1x35/16-11
ГПП-ТП3	82,21	85	АПВП 1x70/16-10
ГПП-ТП5	312,47	320	АПВП 2x300/70-10
ГПП-ТП6	160,32	165	АПВП 1x150/25-10
ГПП-ТП7	479,58	480	АПВП 2x300/70-10
ГПП-ТП8	134,95	135	АПВП 1x120/35-10
ГПП-ТП9	121,77	122	АПВП 1x120/35-11
ГПП-ТП10	65,43	66	АПВП 1x70/16-10
ГПП-ТП11	29,93	30	АПВП 1x35/16-13
ГПП-ТП12	20,77	21	АПВП 1x35/16-14



Таблица 12. Токи короткого замыкания

Точка	Трехфазный ток КЗ, кА	Ударный ток КЗ, кА	Выключатели
К1	23,0	27,6	ВВЭ-10-31,5/630УЗ
К2	17,0	20,4	ВВЭ-10-31,5/630УЗ
К3	4,6	5,5	ВВТЭ-10-10/630У3
К4	16,7	20,1	ВВЭ-10-31,5/630УЗ
К5	4,1	4,9	ВВТЭ-10-10/630У3
К6	5,9	7,0	ВВТЭ-10-10/630У3
К7	18,5	22,2	ВВЭ-10-31,5/630УЗ
К8	21,2	25,4	ВВЭ-10-31,5/630УЗ
К9	28,1	29,8	ВВЭ-10-31,5/630УЗ
К10	10,8	13,0	ВВЭ-10-20/630У3
К11	6,5	7,8	ВВТЭ-10-10/630У3
К12	3,2	3,8	ВВТЭ-10-10/630У3

Выводы

При увеличении мощности предприятия в 3 раза следует заменить:

Трансформаторы:

ТМ 630/6 - 10/0.4 на ТМ 1000/6 - 10/0.4,

ТМ 1000/6 - 10/0.4 на ТМ 4000/6 - 10/0.4,

ТМ 250/6 - 10/0.4 на ТМ 400/6 - 10/0.4,

ТМ 1000/6 - 10/0.4 на ТМ 1600/6 - 10/0.4,

ТМ 2500/6 - 10/0.4 на ТМ 4000/6 - 10/0.4,

ТМ 1000/6 - 10/0.4 на ТМ 1250/6 - 10/0.4,

ТМ 630/6 - 10/0.4 на ТМ 1250/6 - 10/0.4;

Низковольтные компенсирующие устройства:

УКМ 58-0,4-250-25 на УКМ 58-0,4-600-50,

УКМ 58-0,4-250-25 на УКМ 58 -0,4-400-50,

УКМ 58-0,4-1500-50 на УКМ 58-0,4-2000-50,

УКМ 58-0,4-300-25 на УКМ 58-0,4-1500-25,

УКМ 58-0,4-700-25 на УКМ 58-0,4-2500-25,

УКМ 58-0,4-400-25 на УКМ 58-0,4-1500-25,

УКМ 58-0,4-400-25 на УКМ 58-0,4-900-50;

Кабели:

3xАПВП 1x35/16-10 на 3xАПВП 1x70/16-10,

АПВП 1x185/50-10 на АПВП 2x300/70-10,

АПВП 1x70/16-10 на АПВП 1x120/35-10,

АПВП 1x35/16-10 на АПВП 1x120/16-10;



3. Экономическая часть

3.1 Экономическая эффективность замены оборудования

Таблица 13. Капиталовложения

№	Наименование оборудования	Кол-во, шт	Стоимость оборудования
			На единицу	Всего
1	ТМ 1000/6 - 10/0.4	1	458 072	458 072
2	ТМ 4000/6 - 10/0.4	2	1 690 000	3 380 000
3	ТМ 400/6 - 10/0.4	1	211 344	211 344
4	ТМ 1600/6 - 10/0.4	1	823 200	823 200
5	ТМ 1250/6 - 10/0.4	3	641 580	1 924 740
6	УКМ 58-0,4-600-50	1	158 000	158 000
7	УКМ 58 -0,4-400-50	1	121 500	121 500
8	УКМ 58-0,4-2000-50	1	478 000	478 000
9	УКМ 58-0,4-2500-25	1	536 000	536 000
10	УКМ 58-0,4-1500-25	2	324 000	648 000
11	УКМ 58-0,4-900-50	1	223 000	223 000
12	АПВП 1x70/16-10	3	277 689	833 067
13	АПВП 2x300/70-10	1	649 655	649 655
14	АПВП 1x120/35-10	2	534 000	1 068 000
15	АПВП 1x120/16-10	1	527 000	527 000
16	ВВЭ-10-31,5/630У 3	4	37 500	150 000
17	ВВЭ-10-20/630У 3	1	25 795	25 795
18	ТРДНС-63000/35-У1	1	21 000 000	21 000 000

Итого: 33 215 373 р.

3.2 Расчет расходов на электроэнергию

Для старого оборудования:

Полная стоимость использованной электрической энергии рассчитывается по формуле

(3.1),



где - стоимость потребленной электроэнергии;

- стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах

Объем израсходованной электрической энергии предприятием за год вычисляется по формуле:

(3.2),

где = 5985,8 часов

Стоимость использованной электрической энергии определяется как:

(3.3),

где а - основная ставка (3,36 руб./кВт)

Количество израсходованной электрической энергии заводом за год

Стоимость использованной электрической энергии за год:

Полная стоимость использованной электрической энергии:

Для нового оборудования:

Количество израсходованной электрической энергии заводом за год

Стоимость использованной электрической энергии за год:

Полная стоимость использованной электрической энергии:

3.3 Амортизация

Амортизация - процесс переноса по частям стоимости основных средств и нематериальных активов по мере их физического или морального износа на стоимость производимой продукции (работ, услуг).

Годовые амортизационные отчисления рассчитываются линейным способом:

(3.4),

где Ц - оптовая цена устройства, руб.; К_д - коэффициент, учитывающий затраты на доставку и монтаж, равный 0,05 - 0,1; б - нормы амортизационных отчислений (10-12%).

Если основное средство входит в одну из 10 амортизационных групп, утвержденных Правительством РФ (постановление №1 от 01.01.2002 г.), срок берётся в соответствии с номером группы в классификации. Трансформаторы, конденсаторы, предохранители относятся к 6 ой амортизационной группе, их срок полезного действия от 10 до 15 лет. Силовые кабеля относятся к 9 ой амортизационной группе, их срок полезного действия составляет от 25 до 30 лет.

Таблица 14. Амортизация для нового оборудования

№	Наименование оборудования	Амортизация
1	ТМ 1000/6 - 10/0.4	49 472
2	ТМ 4000/6 - 10/0.4	182 520
3	ТМ 400/6 - 10/0.4	22 825
4	ТМ 1600/6 - 10/0.4	88 906
5	ТМ 1250/6 - 10/0.4	69 291
6	УКМ 58-0,4-600-50	17 064
7	УКМ 58 -0,4-400-50	13 122
8	УКМ 58-0,4-2000-50	51 624
9	УКМ 58-0,4-2500-25	57 888
10	УКМ 58-0,4-1500-25	34 992
11	УКМ 58-0,4-900-50	24 084
12	АПВП 1x70/16-10	29 990
13	АПВП 2x300/70-10	70 163
14	АПВП 1x120/35-10	57 672
15	АПВП 1x120/16-10	56 916
16	ВВЭ-10-31,5/630У 3	4 050
17	ВВЭ-10-20/630У 3	2 786
18	ТРДНС-63000/35-У1	2 268 000

Итого: 3 101 364 р

Таблица 15. Годовые эксплуатационные затраты

Вид затрат	Старое оборудование, р	Новое оборудование, р
Затраты на электроэнергию	890 684 674	1 335 920 605
Капитальные вложения	8 832 539	33 215 373
Амортизация	1 239 593	833 364
Итого	900 756 806	1 369 969 342

Экономический эффект - разность между результатами деятельности хозяйствующего субъекта и произведенными для их получения затратами на изменения условий деятельности; абсолютный показатель результата изменения какого-либо действия или деятельности.

Рассчитаем экономический эффект по формуле:

Э = (С1 + Ен*К1) - (С2 + Ен*К2) (3.5),

где Э - ...