Реферат: Розрахунок електропостачання цеху

--PAGE_BREAK--<img width=«295» height=«104» src=«ref-1_1509199098-1888.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053"> 

<img width=«264» height=«103» src=«ref-1_1509200986-1657.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">


Вихідні дані та розрахунки занесено в таблицю 1.3



Таблиця 1.3

№ з/п

Найменування ЕП

Рн,

кВт

Сума Рн,

кВт

Кп

Ррi,

кВт

<img width=«21» height=«27» src=«ref-1_1509202643-112.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055">

кВт

<img width=«29» height=«25» src=«ref-1_1509202755-123.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">

квар

Sр,

кВА

R,

мм

Хо

Уо

1-3

Вертикально фрезерний верстат

7

21

0,2

4,2

90

221,3

 264,6

40

61,6

35,5

4-5

Фрезерний станок з ЧПУ

10

20

0,2

4

6, 7

Універсально-фрезерний верстат

12

24

0,2

4,8

8-11

Токарно-револьверний верстат

5

20

0,2

4

12, 13

Токарно-гвинторізний верстат

15

30

0,2

6

14-21

Настільно-сверлильний верстат

1,5

12

0,16

1,92

22-24

Гвинторізний напівавтомат

2

6

0,2

0,6

25, 26

Точильний верстат

3

6

0,2

1,2

27

Машина для згинання листів

12

12

0,25

1,2

28-31

Точильно-шліфувальний верстат

6

24

0,2

3

32-34

Вертикально-сверлильний верстат

1

3

0,2

4,8

35, 36

Радіально-сверлильний верстат

10

20

0,2

4

37, 38

Універсально-точильний верстат

2

4

0,2

0,8

39

Плоскошліфувальний верстат

14

14

0,2

2,8

40, 41

Полірувальний верстат

7

14

0,2

2,8

42

Зварювальна машина

6

6

0,35

1,5

43-48

Зварювальна кабіна

5

30

0,35

7,5

Разом





266



55,12


Розраховуємо координати центра електричних навантажень заводу:
Рр1 = 390∙0,4=156 Рр6 = 200∙0,5=100 Рр11 = 160∙0,5=80

Рр2 = 266∙0,4=106,4 Рр7 = 800∙0,4=320 Рр12 = 190∙0,5=95

Рр3 = 800∙0,4=320 Рр8 = 250∙0,5=125              Рр13 = 33∙0,6=19,8

Рр4 = 500∙0,4=200 Рр9 = 1000∙0,8=800

Рр5 = 300∙0,4=120 Рр10 = 920∙0,8=736

<img width=«48» height=«32» src=«ref-1_1509202878-145.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057">15 10-3·1,5·17500 =393,75 <img width=«50» height=«32» src=«ref-1_1509203023-149.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">15 10-3·1,5·5500 =123,75

<img width=«50» height=«32» src=«ref-1_1509203172-149.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">15 10-3·1,5·8400 =189 <img width=«50» height=«32» src=«ref-1_1509203321-148.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060">15 10-3·1,5·5250 =118,13

<img width=«50» height=«32» src=«ref-1_1509203469-148.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">15 10-3·1,5·6800 =153      <img width=«50» height=«32» src=«ref-1_1509203617-149.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062">15 10-3·1,5·11250 =253,13

<img width=«50» height=«32» src=«ref-1_1509203766-148.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">15 10-3·1,5·5500 =123,75<img width=«50» height=«32» src=«ref-1_1509203914-150.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">15 10-3·1,5·6750 =151,88

<img width=«50» height=«32» src=«ref-1_1509204064-150.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065">15 10-3·1,5·2500 =56,25<img width=«54» height=«32» src=«ref-1_1509204214-155.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066">15 10-3·1,5·3750 =84,38

<img width=«53» height=«32» src=«ref-1_1509204369-152.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067">15 10-3·1,5·108,75 =244,67      <img width=«54» height=«32» src=«ref-1_1509204521-155.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">15 10-3·1,5·8700 =195,75

<img width=«54» height=«32» src=«ref-1_1509204676-155.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">15 10-3·1,5·11250 =253,13      

Рр∑= Рр+<img width=«26» height=«32» src=«ref-1_1509195174-119.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070">

Рр∑1= 156 +393,75 =549,75 Рр∑6= 100+253,13 =353,13 Рр∑11=80+324,7=289,6

Рр∑2= 106,4+123,75 =230,2 Рр∑7= 320+123,75 = 443,75 Рр∑12= 95+195,75=290,8

Рр∑3= 320+189 = 509 Рр∑8= 125+151,88 =276,88         Рр∑13= 19,8+253,13 =273

Рр∑4= 200+118,13 =318,13 Рр∑9= 800+56,25 =856,25

Рр∑5= 120+153 =273 Рр∑10= 736+84,38 =820,38   <img width=«52» height=«25» src=«ref-1_1509204950-151.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071">0,97, тоді

Qрå1= 549,75∙0,97 =533,3 Qрå6= 353,13∙0,97=342,5 Qрå11= 324,7∙0,97=315

Qрå2= 230,15∙0,97 =223,3 Qрå7= 443,75∙0,97=430,4 Qрå12= 290∙0,97=282

Qрå3= 509∙0,97=493,7 Qрå8= 276,88∙0,97=268,6 Qрå13=273∙0,97=264,7

Qрå4= 318,13∙0,97=308,6 Qрå9= 856,25∙0,97=830,6

Qрå5= 273∙0,97=264,8 Qрå10= 820,38∙0,97=795,8

<img width=«161» height=«49» src=«ref-1_1509205101-464.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072"> <img width=«172» height=«49» src=«ref-1_1509205565-485.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073"> <img width=«171» height=«49» src=«ref-1_1509206050-464.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">

<img width=«168» height=«49» src=«ref-1_1509206514-474.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075"> <img width=«171» height=«49» src=«ref-1_1509206988-452.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076"> <img width=«172» height=«49» src=«ref-1_1509207440-480.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077">

<img width=«169» height=«49» src=«ref-1_1509207920-484.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078"> <img width=«168» height=«49» src=«ref-1_1509208404-485.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079"> <img width=«171» height=«49» src=«ref-1_1509208889-492.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080">

<img width=«175» height=«49» src=«ref-1_1509209381-501.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081"> <img width=«172» height=«49» src=«ref-1_1509209882-489.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082"> <img width=«173» height=«49» src=«ref-1_1509210371-489.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083">

<img width=«175» height=«49» src=«ref-1_1509210860-484.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084"> 

<img width=«541» height=«41» src=«ref-1_1509211344-932.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">

 <img width=«552» height=«45» src=«ref-1_1509212276-961.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086">

 <img width=«531» height=«41» src=«ref-1_1509213237-937.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087"> 

<img width=«533» height=«45» src=«ref-1_1509214174-946.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088">     
Вихідні дані та розрахунки занесено в таблицю 1.4



Таблиця 1.4

№

з/п

Наймену

вання

Рвст.,

кВт

Кп

Рр,

кВт

<img width=«42» height=«30» src=«ref-1_1509215120-139.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089">,

кВт

<img width=«37» height=«21» src=«ref-1_1509215259-128.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090">,

кВт

S,

м2

tgφ

<img width=«27» height=«23» src=«ref-1_1509215387-122.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091">,

кВар

R,

мм

Хо

Уо

 1

Ливарний

390

0,4

156

393,75

549,75

17500

0,33

533,26

77,70

709

273

2

Механічний

266

0,4

106

123,75

230,15

5500

1,17

223,25

50,27

3

Інструментальн

800

0,4

320

189

509

8400

1,17

493,73

74,76

4

Штампувальн.

500

0,4

200

118,12

318,12

5250

1,17

308,58

59,11

5

Деревообробн.

300

0,4

120

153

273

6800

1,17

264,81

54,75

6

Складальний

200

0,5

100

253,12

353,12

11250

1,17

342,53

62,27

7

Ковальський

800

0,4

320

123,75

443,75

5500

1,17

430,44

69,81

8

Експеримент.

250

0,5

125

151,87

276,87

6750

0,62

268,57

55,14

9

Компресорна

1000

0,8

800

56,25

856,25

2500

0,62

830,56

96,97

10

Насосна

920

0,8

736

84,375

820,37

3750

0,88

795,76

94,92

11

Лабораторія

160

0,5

80

244,68

324,68

10875

0,62

314,95

59,71

12

Рем-механічн.

190

0,5

95

195,75

290,75

8700

1,17

282,03

56,51

13

Заводоуправл.

33

0,6

19,8

253,12

272,92

11250

1,33

264,74

54,75



Визначаємо число та тип трансформаторів цехових ТП. Намічаємо кількість ТП і число трансформаторів в залежності від категорії споживачів.

Знаходимо розрахункову реактивну потужність цехів та повну, попереднє визначив значення tgjпо кожному цеху.
    продолжение
--PAGE_BREAK--Для ТП1:
Ррå1= 549,75+230,15+509+443,75+820,375= 2553

Qрå1= 553,26+223,25+493,73+430,44+795,76= 2476,44

Sp1 =<img width=«132» height=«32» src=«ref-1_1509215509-320.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092">= 3556,78
Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:
Кзнр1=3556,78/2∙2500=0,71; Кзар1=3556,78/2500=1,4;
З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=2500 кВ А. Характеристики: DРхх=5 кВт; DРкз=25 кВт; Іхх=1%, Uкз=5%, kе=0,12.

Втрати потужності в трансформаторах:
<img width=«359» height=«33» src=«ref-1_1509215829-1449.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093"> <img width=«265» height=«53» src=«ref-1_1509217278-1280.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">


<img width=«643» height=«61» src=«ref-1_1509218558-1448.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095"><img width=«666» height=«67» src=«ref-1_1509220006-2536.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">

Навантаження з врахуванням втрат:
Р* = Ррå+DРтр = 2553 + 46,48 =2599,5

Q*= Qрå+ DQтр = 2476,44 +176,5=2652,94

S* =<img width=«143» height=«32» src=«ref-1_1509222542-343.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097">= 3714,2
Для ТП2:
Ррå1= 318,125+273+353,125+276,875+856,25+290,75= 2368,125

Qрå1= 308,58+264,81+342,53+268,57+830,56+282,03= 2297,08

Sp1 =<img width=«159» height=«32» src=«ref-1_1509222885-375.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098">= 3299,2
Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:
Кзнр1=3299,2/2∙2500=0,66; Кзар1=3299,2/2500=1,32;
З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=2500 кВА. Характеристики: DРхх=5 кВт; DРкз=25 кВт; Іхх=1%, Uкз=5%, kе=0,12.

Втрати потужності в трансформаторах:




<img width=«359» height=«33» src=«ref-1_1509215829-1449.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099"> <img width=«265» height=«53» src=«ref-1_1509217278-1280.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100">

<img width=«635» height=«61» src=«ref-1_1509225989-1412.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101"><img width=«665» height=«67» src=«ref-1_1509227401-2522.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102">

Навантаження з врахуванням втрат:
Р* = Ррå+DРтр = 2368,125+27,74=2395,9

Q*= Qрå+ DQтр =2297,08+158,8=2455,88

S* =<img width=«143» height=«32» src=«ref-1_1509229923-345.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103">= 3431
Для ТП3:
Ррå1= 324,68+272,93= 597,61

Qрå1=314,95+264,74= 579,69

Sp1 =<img width=«135» height=«32» src=«ref-1_1509230268-326.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104">= 832,6
Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:
Кзнр1=832,6/2∙630=0,66; Кзар1=832,6/630=1,32;
З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=630 кВА. Характеристики: DРхх=1,68 кВт; DРкз=7,6 кВт; Іхх=2%, Uкз=5%, kе=0,12.


Втрати потужності в трансформаторах:
<img width=«359» height=«33» src=«ref-1_1509215829-1449.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105"> <img width=«265» height=«53» src=«ref-1_1509217278-1280.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106">

<img width=«636» height=«61» src=«ref-1_1509233323-1423.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107"><img width=«642» height=«67» src=«ref-1_1509234746-2396.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108">

Навантаження з врахуванням втрат:
Р* = Ррå+DРтр=597,61+16,33=613,94

Q*=Qрå+ DQтр = 579,69 +52,7=632,4

S* =<img width=«127» height=«32» src=«ref-1_1509237142-316.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109">= 881,4
Знаходимо повну потужність підприємства:
S =<img width=«133» height=«32» src=«ref-1_1509237458-322.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110">= 8026,6
Встановлюємо на ГПП два трансформатора з номінальною потужністю 6300 кВА. При цьому коефіцієнти загрузки:
Кзнр=8026,6/2∙6300=0,64; Кзар=8026,6/6300=1,27;
Результати розрахунків вносимо в таблицю 1.5


Таблиця 1.5

№

з/п

№ цеху

Розрахункове навантаження

Кількість

трансф.

Sнтр,

кВА

Кзhp

Кзар

Втрати в трансформаторах

Навантаження з урахуванням втрат

Ррå,

кВт

Qрå,

квар

Sp, кВ

А

DР,

кВТ

DQ,

квар

Р*,

кВт

Q*, квар

S*, кВА

1

1



549,75

533,26





















2



230,15

223,25





















3

509

493,73





















7

443,75

430,44





















10

820,38

795,76





















Разом



2553

2476,44

3556,8

2

2500

0,71

1,4

46,48

176,5

2599,5

2652,9

3714,2

2

4



318,13

308,58





















5

273

264,81





















6

353,13

342,53





















8

276,88

268,57





















9



856,25

830,56





















12



290,75

282,03





















Разом



2367,13

2297,08

3299,2

2

2500

0,66

1,32

27,74

158,8

2395,9

2455,88

3431

3

11

324,69

314,95





















13

272,93

264,74





















Разом



597,61

579,69

832,6

2

630

0,66

1,32

16,33

52,7

613,94

632,4

881,4

За підприємство:



5609,3

5741,2

8026,6



Таким чином, на ГПП і ТП встановлюємо (створюємо таблицю 1.6, в яку вносимо дані обраних трансформаторів):



Таблиця 1.6




Розділ 2. Техніко-економічне обґрунтування вибору схеми зовнішнього електропостачання підприємства

2.1Економічне обґрунтування схеми зовнішнього електропостачання підприємства
Живлення заводу можливо здійснити по повітряній лінії від підстанції, на якій встановлено два трансформатори напругою 110/35/10 кВ, чи від двох секцій шин 10 кВ ТЕЦ сусіднього підприємства по кабельній лінії. Питома вартість втрат потужності і електроенергії Со = 50 грн./кВт. Сумарний відсоток амортизаційних відрахувань в лінії Ел = 2,8%, для силового обладнання Ео = 9,4%. Частота планово-попереджувального ремонту обладнання hр= 1 раз/рік, час планового ремонтного простою ланцюга tр = 25 годин. Вартість ГПП для 1 варіанту Ко = 130580 грн., для 2 – 226800 грн. Вартість <metricconverter productid=«1 км» w:st=«on»>1 км лінії Кл = 5445 грн. Переріз провідників лінії для обох варіантів вибираю за економічною густиною струму. Довжина лінії вказана на генплані заводу.

Розглянемо два варіанта схем зовнішнього живлення підприємства.

Варіант №1

Визначимо приведені втрати при цьому варіанті. Розрахункова потужність підприємства Sр = 8026,6 кВА, довжину лінії L = 12 км. Переріз провідників вибираємо за економічною густиною струму:
<img width=«72» height=«52» src=«ref-1_1509237780-232.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111">, де
Jек– економічна густина струму. Для неізольованих провідників jек = 1 А / мм2. Оскільки Ім = Sр/Uн√3 = 8026,6/110 ∙ 1,73 = 42,2 А, тому <img width=«72» height=«52» src=«ref-1_1509237780-232.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112">= 42,2/1 = 42,2 мм2.


Для визначення jек і Тм скористаємось типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.

<img width=«399» height=«232» src=«ref-1_1509238244-3023.coolpic» v:shapes="_x0000_s1026 _x0000_s1027 _x0000_s1028 _x0000_s1029 _x0000_s1030 _x0000_s1031 _x0000_s1032 _x0000_s1033 _x0000_s1034 _x0000_s1035 _x0000_s1036 _x0000_s1037 _x0000_s1038 _x0000_s1039 _x0000_s1040 _x0000_s1041 _x0000_s1042 _x0000_s1043 _x0000_s1044 _x0000_s1045 _x0000_s1046 _x0000_s1047 _x0000_s1048 _x0000_s1049 _x0000_s1050 _x0000_s1051 _x0000_s1052 _x0000_s1053 _x0000_s1054 _x0000_s1055 _x0000_s1056 _x0000_s1057 _x0000_s1058 _x0000_s1059 _x0000_s1060 _x0000_s1061 _x0000_s1062 _x0000_s1063 _x0000_s1064 _x0000_s1065 _x0000_s1066 _x0000_s1067 _x0000_s1068 _x0000_s1069 _x0000_s1070 _x0000_s1071 _x0000_s1072 _x0000_s1073 _x0000_s1074 _x0000_s1075 _x0000_s1076 _x0000_s1077 _x0000_s1078 _x0000_s1079 _x0000_s1080 _x0000_s1081 _x0000_s1082 _x0000_s1083 _x0000_s1084 _x0000_s1085 _x0000_s1086">



Рис.2.1. Графік навантаження за тривалістю (річний)
Час використання максимального навантаження:
<img width=«489» height=«72» src=«ref-1_1509241267-1465.coolpic» v:shapes="_x0000_i1113">
По таблиці 5 обираємо jек = 1,0, тип лінії АС-50 (r0 = 0,592 Ом/км)

<img width=«201» height=«210» src=«ref-1_1509242732-1056.coolpic» v:shapes="_x0000_s1087 _x0000_s1088 _x0000_s1089 _x0000_s1090 _x0000_s1091 _x0000_s1092 _x0000_s1093 _x0000_s1094 _x0000_s1095 _x0000_s1096 _x0000_s1097 _x0000_s1098 _x0000_s1099 _x0000_s1100 _x0000_s1101 _x0000_s1102 _x0000_s1103 _x0000_s1104 _x0000_s1105 _x0000_s1106 _x0000_s1107">

Рис. 2.2.Схема зовнішнього живлення підприємства


Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:
<img width=«329» height=«53» src=«ref-1_1509243788-736.coolpic» v:shapes="_x0000_i1114">
де DРк – втрати потужності КЗ в трансформаторі;

Uн – номінальна напруга;

Sтр – номінальна потужність трансформатора;

Лінії:
Rл = r0×l = 0,592∙12 = 7,1 (Ом),
де r0– активний опір l – го км лінії;

l – довжина лінії;

Мережі:
Rм = Rтр. + Rл = 14,2 + 7,1 = 21,3 (Ом)
Розраховуємо втрати потужності в мережі:
<img width=«312» height=«56» src=«ref-1_1509244524-682.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115"><img width=«259» height=«52» src=«ref-1_1509245206-661.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116">
де Uн – номінальна напруга;

Вартість втрат потужності:
<img width=«203» height=«24» src=«ref-1_1509245867-333.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117"> грн.,


де Со — питома вартість втрат потужності і електроенергії грн. /кВт;

DРі – втрати активної потужності в системі електропостачання, кВт.

Параметри потоку відмов мережі. Для мережі, що складається з одного ланцюга послідовно з'єднаних елементів wм можна визначити по формулі:

wм = wл = <img width=«39» height=«45» src=«ref-1_1509246200-260.coolpic» v:shapes="_x0000_i1118">, де wі — параметр потоку відказів і-го елемента мережі:
wм = åwі = 0,03+0,7·12/100+0,006+0,01=0,13

Час відновлення мережі: <img width=«163» height=«65» src=«ref-1_1509246460-690.coolpic» v:shapes="_x0000_i1119">,
де tві — час відновлення і-го елемента мережі, год.
Твм = 1 / 0,13 (0,03 ∙25 + 0,084∙ 10 + 0,006 ∙15 + 0,01∙ 90 ) = 19,8 (год),
Збитки від перерви електропостачання У = (у1 + у2Твм)wм,

де у1 — збиток від факту перерви електропостачання;

у2 — збиток на одиницю тривалості перерви електропостачання;

Твс – сумарний час перерви електропостачання;

wм– параметр потоку відмов мережі.
У = (У1 + У2 ТВМ) · wМ= (29000 + 10000 ∙19,8) ∙0,13 = 29510 (грн),
де У1-збитки від факту перерви електропостачання;

У2 — збитки на одиницю тривалості перерви електроспоживання;

ТВМ – сумарний час перерв електроспоживання (час відновлення мережі);

wМ– параметр потоку відмов мережі.

Приведені затрати по 1 – му варіанту:


З1 = кл. lл Ел+Ко·Е0+Сп+У= 5445∙ 12∙ 0,028 + 130580∙ 0,094 + 5670 + 29510 = =49284 (грн),
де Кл, Ко — капітальні вкладення в ЛЕП та силове обладнання ГПП;

Ел, Е0-сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно.

Варіант №2
Оскільки Ім = Sр/2 Uн√3 = 8026,6/2∙ 110 ∙1,73 =21,1 А, тому <img width=«72» height=«52» src=«ref-1_1509237780-232.coolpic» v:shapes="_x0000_i1120">= =21,1/1 = 21,1 мм2.
Для визначення jек і Тм скористаємось тим же типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.

По таблиці обираємо jек = 1,0, тип лінії А-35 (r0 = 0,83 Ом/км)

Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:
<img width=«361» height=«77» src=«ref-1_1509247382-918.coolpic» v:shapes="_x0000_i1121">
де DРк – втрати потужності КЗ в трансформаторі;

Uн – номінальна напруга;

Sтр – номінальна потужність трансформатора;


<img width=«407» height=«261» src=«ref-1_1509248300-3039.coolpic» v:shapes="_x0000_i1122"> 

Рис. 2.3.Схема зовнішнього живлення підприємства
Лінії:
Rл = r0×l = 0,83 ∙12 = 9,96 (Ом),
де r0– активний опір l – го км лінії;

l – довжина лінії;

Опір ланцюга: Rлан. = Rтр. + Rл = 14,2 + 9,96 = 24,16 (Ом)

Мережі:
Rм = Rлан… /2 = 24,16/ 2 = 12,08 (Ом)
Розраховуємо втрати потужності в мережі:
<img width=«395» height=«67» src=«ref-1_1509251339-1323.coolpic» v:shapes="_x0000_i1123">

<img width=«272» height=«52» src=«ref-1_1509252662-686.coolpic» v:shapes="_x0000_i1124">




де Uн – номінальна напруга;

Вартість втрат потужності:
<img width=«195» height=«24» src=«ref-1_1509253348-324.coolpic» v:shapes="_x0000_i1125"> грн.,
де Со — де Со — питома вартість втрат потужності і електроенергії грн./кВт;

DРі – втрати активної потужності в системі електропостачання, кВт.

Для визначення значень wмі Тв.м по 2 – му варіанту розрахуємо значення коефіцієнтів аварійного і ремонтного простою кола і відносне число накладань відмов одного кола на ремонт в другому.
<img width=«284» height=«48» src=«ref-1_1509253672-646.coolpic» v:shapes="_x0000_i1126">

<img width=«269» height=«52» src=«ref-1_1509254318-1127.coolpic» v:shapes="_x0000_i1127">

<img width=«232» height=«63» src=«ref-1_1509255445-552.coolpic» v:shapes="_x0000_i1128">
де Тр.л, Тв.л – час відповідно планового ремонту і відновлення ланцюга живлення;

Визначимо параметр потоку відмов мережі і час відновлення мережі:
wм = 2 ×wл ×(кр.л + кв.л ) = 2 ×0,13 ×(2,9 ×10-3 + 0,29 ×10-3) = 0,8 ×10-3
Час відновлення мережі:
<img width=«339» height=«71» src=«ref-1_1509255997-853.coolpic» v:shapes="_x0000_i1129">


Визначимо збитки:
У = (У1 + У2 · ТВМ) · wМ= (29000 + 10000∙ 11,2)∙ 0,8 ×10-3 = 112,8 (грн)
Приведені затрати по 2 – му варіанту:
З2 = 2 кл lл Ел + Ко Е0+Сп+У= 2∙ 5445 ∙12∙ 0,028 + 226800· 0,094 + 3215 + +112,8 = 28306 (грн),
де Кл, Ко — капітальні вкладення в ЛЕП в ГПП; Ел, Е0-сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно .

Приведені затрати по першому варіанту більші ніж по другому варіанту. Другий варіант в даному випадку більш економічний. Цей варіант являється більш надійним і більш перспективним при збільшенні потужності підприємства, тому ми приймаємо двотрансформаторну ГПП з трансформаторами ТДН ‑ 6300.


2.2 Розрахунок заводського електропостачання

Вибір схеми електропостачання

<img width=«33» height=«28» src=«ref-1_1509256850-99.coolpic» v:shapes="_x0000_s1108"><img width=«679» height=«595» src=«ref-1_1509256949-5587.coolpic» v:shapes="_x0000_i1130">

Рис. 2.4. Радіальна схема електропостачання


2.3 Вибір високовольтних вимикачів і перерізу провідників
Високовольтні вимикачі вибираються за номінальною напругою і розрахунковим струмом з врахуванням після аварійних режимів.
<img width=«269» height=«30» src=«ref-1_1509262536-509.coolpic» v:shapes="_x0000_i1131">
Переріз провідників вибираємо за економічною густиною струму:
<img width=«81» height=«58» src=«ref-1_1509263045-420.coolpic» v:shapes="_x0000_i1132">, де      Jек – економічна густина струму.
Визначимо струм для нормального і післяаварійного режимів для ліній підприємства напругою 110 кВ:
<img width=«268» height=«75» src=«ref-1_1509263465-870.coolpic» v:shapes="_x0000_i1133">
Для установки на стороні 110 кВ вибираємо масляні вимикачі типу ВМК – 110 в якого Іном. = 1000 (А). Повний час відключення вимикача 0,05 с.

Перевіримо вибраний вимикач за умовою:
<img width=«112» height=«45» src=«ref-1_1509264335-357.coolpic» v:shapes="_x0000_i1134">
В нашому випадку встановлена двотрансформаторна ГПП і в нормальному режимі через секційний вимикач струм протікати не буде. У випадку, коли один з трансформаторів на ГПП вийде з ладу, то через секційний вимикач протікає струм, що рівний половині всього струму, який протікає через трансформатори ГПП (навантаження секцій розподілено майже рівно).
<img width=«253» height=«75» src=«ref-1_1509264692-858.coolpic» v:shapes="_x0000_i1135">
Для вибору провідників заводської мережі та захисної апаратури визначимо струми приєднань:
а). ТП 1      <img width=«268» height=«75» src=«ref-1_1509265550-886.coolpic» v:shapes="_x0000_i1136">

б). ТП 2      <img width=«249» height=«75» src=«ref-1_1509266436-807.coolpic» v:shapes="_x0000_i1137">

в). ТП 3      <img width=«269» height=«75» src=«ref-1_1509267243-891.coolpic» v:shapes="_x0000_i1138">
Вибір провідників виконується за економічною густиною струму. Для ізольованих провідників з паперовою ізоляцією jек= 1,2 при Тм>5000 год.

Визначаємо економічний переріз для лінії живлення:
<img width=«201» height=«48» src=«ref-1_1509268134-474.coolpic» v:shapes="_x0000_i1139">;

<img width=«195» height=«48» src=«ref-1_1509268608-451.coolpic» v:shapes="_x0000_i1140">;

<img width=«213» height=«48» src=«ref-1_1509269059-486.coolpic» v:shapes="_x0000_i1141">;




Для заводської мережі вибираємо броньовані кабелі з паперовою ізоляцією в алюмінієвій оболонці типу ААБ. Згідно ПУЕ в землі (траншеях) рекомендується прокладати броньовані кабелі, наприклад ААБ (алюмінієва жила, ізоляція з просоченого паперу, алюмінієва оболонка, броньований двома стальними смужками, зовнішнє покриття). Результати розрахунків зводимо до таблиці 2.1



Таблиця. 2.1

Лінія

Sрозр.,

кВА

Ірозр., А

Іmаx., А

Sек., мм2

Марка проводу

Ідоп., А

Марка вимикача

ТП1

3714,2

107,2

214,4

89

ААБ-95

205

ВМП-10

ТП2

3431

99

198

82,5

ААБ-95

205

ВМП-10

ТП3

881,4

25,44

50,88

21,2

ААБ-16

75

ВМП-10

ГПП

8026,6

231

462

193

АС-185/43

515

ВМП-10
    продолжение
--PAGE_BREAK--