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

Размещено на http://www.allbest.ru/

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"

Выпускная квалификационная работа

Тема: Реконструкция системы электроснабжения завода "Железобетонных изделий Самарканд" и разработка учебно-методического комплекса

Кахаров

Тимур Жамилович

БУХАРА

2012



Содержание

Введение

1. Расчетная часть

1.1 Расчет электрических нагрузок

1.2 Картограмма электрических нагрузок

1.3 Расчет внешнего электроснабжения

1.4 Система внутреннего электроснабжения завода 1 - го варианта

1.5 Система внутреннего электроснабжения завода 2 - го варианта

1.6 Расчет токов короткого замыкания

2. Безопасность жизнедеятельности

3. Педагогическая часть

Заключение

Список используемой литературы



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.



1. Расчетная часть

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

Таблица №1.

№	НАИМЕНОВАНИЕ ЦЕХОВ	Pуст кBт	Kс -	Cosц
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

1.1 Расчет электрических нагрузок

Расчет электрических нагрузок производим по методу коэффициента спроса.

Расчет нагрузок 1-цеха

Силовая активная нагрузка 1-цеха.

Р_рас=Р_уст?К_с = 35•0,5 = 17,5 кBт

Силовая реактивная нагрузка 1-цеха

Q_рас=P_рас •tg ц =17,5•1,02 =17,9 кBap

Активная нагрузка освещения.

P_ос=F•P_o/1000 =435•20/1000 =8,7 кBт

где F , Po -площадь и удельная мощность освещения

Реактивная мощность освещения.

Q_ос=P_ос •tg ц =8,7 • 0,33 = 2,87 кBap

Суммарная активная нагрузка 1-цеха

P_У=P_рас+P_ос = 17,5+8,7=26,2 кВт

Суммарная peактивная нагрузка 1-цеха

Q_У=Q_рас+Q_ос =17,9+2,87 =20,72 кВар

Полная мощность 1-цеха

v 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 -	Cosц	Pрас кВт	Qрас кВар	Р0 Вт	F кв.м	Pос кВт	Qос квар	PУрас кВт	QУрас 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_У=660,36 кВт Q_У=436,89 кВар S_Урас=793,3 кВА

Потери мощности в трансформаторах

ДPтр=S_рас•0,02 =793,3 • 0,02 = 13,2 кBт

Потери реактивной мощности в трансформаторах

ДQтр=S_рас•0,1 = 793,3•0,1 =79,3 кBт

Компенсируемая реактивная мощность

660,36 •(0,78 - 0,33) =298,3 кBap

где tg ц_ест и tg ц_н - естественный и нормативный коэффициенты мощности

Общая мощность предприятия после компенсации

v660,36 ² + (436,89 - 298,3)² = 695,4 кBA

1.2 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

P_x1=P₁•X₁=26,2 •31 =812,2 кBт• м

P_у1=P₁•У₁= 26,2 • 142 =3720,4 кBт• м

Определяем угол освещения - б 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	P•Х кВт•м	P•Y кВт•м	б 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

1.3 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

I_рас=S_рас /(n?·U_н )= 695,4/(2•1,73• 10)=20,07 A

Аварийный ток ЛЭП

I_ав=S_рас /(·U_н )= 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

=1,73•20,07•(0,443•0,78+0,38•0,63)•3= 60,8 B

ДU% =(ДU_л/U_н)•100% =(60,8/ 10000)•100%=0,6 %

Потери мощности ЛЭП

=3•20,07²•0,443•3•10^-3 =3,21 кBт

Расчет технико-экономических показателей ЛЭП

Потери энергии в ЛЭП

ДA_л= ДP_л•t = 3,21 •4500 = 14460 кВт• час

Амортизационные отчисления ЛЭП

32,4•0,023 = 0,75 млн. сум

ца=0,023;

Отчисление на текущий ремонт и обслуживание

U_тр=K_лэп?ц_тр=32,4•0,004 = 0,13 млн. сум

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

Стоимость потерь ЛЭП

3,21 •160000 +14460•80 =1,67 млн сум

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

Годовые издержки ЛЭП

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

Приведенные затраты ЛЭП

3_лэп = U + K_лэп•0,12 = 2,55 +0,12•32,4= 6,43 млн сум

Выбор главной распределительной подстанции предприятия.

Для I- варианта с 7 ячейками:

Расчет технико-экономических показателей ГРП.

Амортизационное отчисление ГРП

ца=0,064;

Uа=K_грп?ца = 58,562•0,064 = 3,748 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

ц_тр=0,04

U_тр=K_грп?ц_тр= 58,562•0,04 = 2,3425 млн сум

Годовые издержки ГРП

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

Приведенные годовые затраты

ГРП

3 = U + K_грп•0,12 = 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	ДUп 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

ца=0,064;

Uа=K_грп?ца = 41,83•0,064 = 2,68 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

ц_тр=0,04

U_тр=K_грп?ц_тр= 41,83•0,04 = 1,67 млн сум

Годовые издержки ГРП

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

Приведенные годовые затраты ГРП

3 = U + K_грп•0,12 = 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	ДUп 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

1.4 Система внутреннего электроснабжения завода 1 - го 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.

P_тп1=Р₁+ Р₂ + Р₃+ Р₄ +Р₅=353,8 кВт;

Q_тп1= 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.

v353,8 ²+(217,5-100,7)²=372,5 кВА

Коэффициент загрузки трансформатора

372,5 /(2•250)=0,75

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

Потери мощности в трансформаторах

=2•(3,7•0,75² + 1,05) = 6,21 кВт

Потери энергии трансформатора

=2•(3,7•0,75² •4500 + 1,05•8760) =36,88 МВт·час

Таблица № 6

T П номер	Число и тип трансформатора	Pтп кВт	Qтп кВap	Sтп кBA	в	ДPк кВт	ДPх 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	ДPп кВт	Атр МВт•ч
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 ДР_тр= 11,39 кВт

Общая потеря энергии подстанций ДА_тр=69,16 МВт•час

Стоимость потерь энергии трансформаторов.

= 11,39 •160000 + 69160•80 =7,36 млн. сум

Амортизационные отчисления подстанций

=77•0,064=4,93 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и обслуживание

=77•0,04=3,08 млн. сум

Годовые издержки подстанций

U =U_a+U_тр+ДU_п=4,93 +3,08+7,36 =15,4 млн сум

Приведенные годовые затраты цеховых подстанций

З_пс=К_пс•Е_н + U =77•0,12 +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. S_кл1 = S₁ +S₂+S₃+S₄+S₅. Определяем расчетные токи кабелей.

Расчетный ток 1 -кабеля.

I_рас=S_рас /(n?·U_н )= 353,8/(2•1,73• 10)= 10,8 A

Расчет аварийного тока 1 -кабеля

I_ав=S_рас /(·U_н )= 353,8/(1,73• 10)=21,5 A

Паспортные параметры кабельной линии: I_дд=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:

=3•10,8²•0,62•0,029= 60 Вт

Потери напряжения кабеля

=

=1,73• 10,7•(0,62•0,95+0, 09•0,313)• 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.сум3	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

ДP_кл=5,121 кВт

Потери энергии кабельных линий.

ДA_кл=ДP_кл•t= 5,121 •4500 =23064 кВт•час

Стоимость потерь энергии в кабельных линиях

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

Амортизационные отчисления кабельных линий

5,73?0,023=0,132 млн. сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

5,73•0,02=0,115 млн.сум

Годовые издержки кабельных линий.

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

Приведенные годовые затраты кабельных линий

З_кл=К_кл•Е_н+U =5,73•0,12 +2,91 =3,6 млн.сум

Технико-экономические показатели 1-варианта

Таблица №10

Наименование	K млн.сум	ДPп кВт	Ua млн.сум	Uтр млн сум	ДUпот 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.

P_тп1= Р₁+ Р₂+ Р₃+ Р₄+ Р₅+ Р₆ + Р₇ + Р₈+ Р₉+ Р₁₀ + Р₁₁ = 660,4 кВт;

Q_тп1= 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.

v660,4 ²+(436,9 -219)²=695,4 кВА

Коэффициент загрузки трансформатора

695,4/(2•400)=0,87

Коэффициент загрузки трансформатора в пределах нормативного.

Поэтому окончательно выбираем мощность трансформатора.

Потери мощности в трансформаторах

=2• (5,5•0,87² +0,92) = 10,15 кВт

Потери энергии трансформатора.

=2• (5,5•0,87² •4500 + 0,92•8760) =53,52 МВт

Таблица №11

№ T П	Число и тип трансформатор	Pтп кВт	Qтп кВap	Sтп кBA	в -	ДPк кВт	ДPх 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	ДPп кВт	Атр МВт•ч
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 ДР_тр= 10,15 кВт

Общие потери энергии подстанций ДА_тр=53,52 МВт•час

Стоимость потерь энергии трансформаторов.

= 10,15•160000 + 53520•80 =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 =U_a+U_тр+ДU_п=4,01 +2,508 +4,53 =11,05 млн. сум

Приведенные годовые затраты цеховых подстанций

З_пс=К_пс•Е_н + U =62,7 •0,12 +11,05=18,58 млн сум

Расчет кабельных линий

Расчетный ток кабеля 10 кВ.

I_рас=S_рас /(n?·U_н )= 695,4/(2•1,73• 10)= 20,07 A

Расчет аварийного кабеля 10 кВ.

I_ав=S_рас /(·U_н )= 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• 20,07²•0,62•0,029=22 Вт

Потери напряжения кабеля 10 кВ.

=

=1,73• 20,07•(0,62 • 0,95+0,09•0,313) • 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	ДU%	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 ДPкл=6,33 кВт

Потери энергии кабельных линий.

ДAкл=ДPкл•t=6,33 •4500= 28505 кВт•час

Стоимость потерь энергии в кабельных линиях

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

Амортизационные отчисления кабельных линий

4,93•0,023=0,11 млн.сум

Отчисление на текущий ремонт и на обслуживание

4,93•0,02= 0,10 млн.сум

Годовые издержки кабельных линий.

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

Приведенные годовые затраты кабельных линий

З_кл=К_кл•Е_н+U =4,93 • 0,12 +3,51 = 4,1 млн.сум

1.5 Система внутреннего электроснабжения завода 2 - го варианта

Наимен. оборуд	K млн.сум	ДPп кВт	Ua млн.сум	Uтр млн сум	ДUп 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	ДPп кВт	Ua млн.сум	Uтр млн сум	ДUп 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.

1.6 Расчет токов короткого замыкания

Расчет схемы токов короткого замыкания [6]

К₁ К₂ К₃ К₄

Определяем сопротивление элементов

Реактивное сопротивление ЛЭП

Х_ЛЭП=Хо·L_ЛЭП=0,38 · 3 =1,14 Ом

Активное сопротивление ЛЭП

R_ЛЭП=Rо·L_ЛЭП=0,443·3 =1,329 Ом

Активное сопротивление 10 кВ кабеля

R_кл=R_о·L_кл=0,62· 0,029 = 0,018 Ом

Реактивное сопротивление 10 кВ кабеля

Х_кл=Хо·L_кл=0,09· 0,029 = 0,0026 Ом

Активное сопротивление цеховой подстанции

Реактивное сопротивление цеховой подстанции

Активное сопротивление 0,4 кВ кабеля

R_кл = Rо·L_кл=1,24 ? 0,191 = 0,24 Ом

Реактивное сопротивление 0,4 кВ кабеля

Х_кл=Хо·L_кл=0,06 · 0,191 = 0,011 Ом

Ток короткого замыкания для точки К₁

Сопротивление цепи короткого замыкания

Z_кз=R_лэп + jX_лэп = 1,329 +j 1,14 = 1,751 Ом

Э.Д.С короткого замыкания 1-точки

Периодическая составляющая тока короткого замыкания

I_п= E_кз/Z_кз= 5,77/ 1,751 =3,295 кA

Ударный ток

v2 ? 3,295 ?1,8=8,39 кA

Периодическая составляющая тока короткого замыкания после 0,2 секунды

3,295 ? 0,707= 2,33 кA

Мощность короткого замыкания

= 1,73 ? 5,77 ? 2,33 =23,28 МBA

Ток короткого замыкания для точки К2

К2

Сопротивление цепи короткого замыкания

X_кз=X_лэп + X_кл1 = 1,14+0,0026= 1,1426 Ом

R_кз=R_лэп +R_кл1=1,329+0,018= 1,347 Ом

Z_кз=R_кз + jX_кз= 1,347 +j1,1426 =1,766 Ом

Э.Д.С короткого замыкания 2-точки

Периодическая составляющая тока короткого замыкания

I_п= E_кз/Z_кз= 5,77/1,766 =3,27 кA

Ударный ток

3,27·1,414·1,8 =8,32 кA

Периодическая составляющая тока короткого замыкания после 0,2 секунды

3,27 ·0,707 =2,31 кA

Мощность короткого замыкания

=1,73·5,77·2,31 =23,1 МBA

Ток короткого замыкания для точки К3

Сопротивление цепи короткого замыкания

= 1,14·0,04² +0,0026 ·0,04² +11,25·0,04² = 0,0198 Ом

= 1,329·0,04² +0,018·0,04² + 3,44·0,04² = 0,00766 Ом

Z_кз=R_кз + jX_кз = 0,00766 +j 0,0198 = 0,0212 Ом

Э.Д.С короткого замыкания 3-точки

Периодическая составляющая тока короткого замыкания

I_п= E_кз/Z_кз= 5,77/ 0,0212 =272,2 кA

Ударный ток

272,2 ·1,414·1,8 =693 кA

Периодическая составляющая тока короткого замыкания после 0,2 секунды

272,2 ·0,707 =192,44 кA

Мощность короткого замыкания

=1,73·5,77·192,44 =1923 МBA

Ток короткого замыкания для точки К4

Сопротивление цепи короткого замыкания

=1,14·0,04² +0,0026 ·0,04² +11,25·0,04² + 0,011= 0,0308 Oм

= 1,329·0,04² +0,018·0,04² + 3,44·0,04² +0,24= 0,25 Oм

Z_кз=R_кз + jX_кз = 0,25 +j 0,0308 = 0,25

Э.Д.С короткого замыкания 4-точки

Периодическая составляющая тока короткого замыкания

I_п= E_кз/Z_кз= 0,223/ 0,25=0,89 кA

Ударный ток

0,89·1,414·1,8 =2,26 кA

Периодическая составляющая тока короткого замыкания после 0,2 секунды

0,89?0,707 = 0,63 кA

Мощность короткого замыкания

=1,73·0,223·0,63= 0,243 МBA...