Определение затрат по каждому варианту схемы

Введение



В настоящее время электроснабжение промышленных предприятий осуществляется по линиям электропередач напряжением 110, 220 и 500 кВ от мощных энергосистем, а распределение - по линиям напряжением 35 кВ, 20 кВ и 6/10 кВ. Основными требованиями, которым должна удовлетворять всякая система электроснабжения является: надежность электроснабжения качество электроэнергии, безопасность и экономичность всех элементов системы. Выполнение этих требований обеспечиваются за счет рационального ее проектирования с учетом технических и экономических соображений, а также высоким уровнем эксплуатации.

Надежность электроснабжения объектов обеспечивается за счет внедрения новой техники и технологии, замены морально устаревшего и изношенного оборудования на новое, реконструкции объектов энергоснабжения, проведения капитального ремонта и профилактической наладки оборудования. 

Наиболее рациональное решение задачи проектирования системы электроснабжения выявляется на основании сравнения возможных вариантов, равноценных по техническим показателям и отличающихся по экономическим показателям. Задача выбора лучшего варианта сводится к определению экономической эффективности капиталовложений за счет снижения потерь в сети, получения наилучших эксплуатационных показателей, высокой степени надежности.

При построении общей схемы внутризаводского, внутрицехового электроснабжения необходимо рассматривать варианты, обеспечивающие наиболее рациональное использование силового оборудования, коммутационно-защитной аппаратуры, экономии электрической энергии при ее передаче и распределении.
1. ОПИСАНИЕ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА



История предприятия.



ООО «Мефро Уилз Руссиа Завод Заинск» появилось в 2011 году после того, как немецкая компания Mefro wheels GmbH и КАМАЗ подписали рамочное соглашение, по которому КАМАЗ продаст Mefro свой бизнес по выпуску колесных дисков. Немецкая компания выкупила у КАМАЗа производство колесных дисков ООО "КАМАЗ Автотехника", расположенное в городе Заинск республики Татарстан. Штаб-квартира Mefro wheels GmbH находится в Рордорфе. Производственная мощность шести заводов компании, расположенных в Германии, Франции, Турции, Аргентине и России, составляет более 25 миллионов колесных дисков для легковых автомобилей и 5 миллионов колесных дисков для грузовых автомобилей в год.



Коротко о предприятии.



ОАО «КамАЗ–Автоагрегат» (ныне ООО «Мефро Уилз Руссиа Завод Заинск») расположен в черте города Заинск, находится  в 2,5 км от железнодорожной станции Заинск — на линии Бугульма–Агрыз и в 65 км до ближай¬шей пристани Набережные Челны. Завод основан в связи со строительством в Набережных Челнах Камского автомобильного завода (Постановление Совмина СССР от 07.10. 1969 г. № 796 «О мероприятиях по проек¬тированию комплексов заводов по произ¬водству грузовых автомобилей и автопоез¬дов большой грузоподъемности и заводов по производству комплектующих изделий для этих автомобилей»).

Первые узлы АДУ для комплектации нового автомобиля собрали в октябре 1975 года, что позволило устойчиво обеспечивать главный конвейер КамАЗа, пуск первой очереди которого состоялся 16 февраля 1976 года.

В сентябре-октябре 1976 года без остановки производства, изготовления АДУ было перенесено с временных на основные площади механосборочного корпуса.

В 2013 году завод начал капитальную модернизацию. Модернизация коснулась большей части линии завода. Теперь, например, в производственном цехе выпускается четыре типа продукции. Два вида  колес производится для Форда, а также по одному – для Лады Веста и Рено Ниссана. В следующей части завода установлен современный пресс «Сулер», закупленный в Германии. Он работает в автоматическом режиме и выпускает 1200 деталей в час. Усовершенствован и термогальванический цех.



Производственные процессы изготовления колесных дисков

Обод – это наиболее важная часть колеса, вот почему производство колесных ободьев играет решающую роль в производстве колес.Линии по производству колесных дисков используются для изготовления колес легковых автомобилей, грузовых автомобилей, автобусов, тракторов, сельскохозяйственных транспортных средств и инженерно-строительных машин.




1. Подача листовой стали 

2. Удаление заусенцев с обеих сторон 

3. Штамповка маркировки 

4. Гибка обечайки 

5. Расплющивание сварного стыка 

6. Стыковая сварка оплавлением на переменном токе 

7. Зачистка сварного шва 

8. Прокатка сварного шва 

9. Обрезка сварочного шлака с торцов 

10. Охлаждение 

11. Придание цилиндричности	

12. Предварительная развальцовка 

13. 1-ое профилирование 

14. 2-ое профилирование 

15. 3-е профилирование 

16. 4-ое профилирование рисунка, предохраняющего от скольжения 

17. Закатка кромок 

18. Финальное расширение 

19. Пробивание отверстия для вентиля 

20. Запрессовывание диска в обод 

21. Сварка диска и обода 

22. Соединение диска и обода болтами







Ведомость электрических нагрузок 




2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 

2.1. Определение расчетных нагрузок 


Данный расчет покажем на примере цеха №1 – механосборочный цех №1. Результаты расчета по всему предприятию сведем в таблицу 1.2.

Определяем расчетную силовую нагрузку  ниже 1 кВ:

					Рр=Рн.·Кс=4500·0,38=1710 кВт	(1)

					Qр=Рр·tg?=1710·tg(arccos0,75)=1508 кВАр	(2)



Находим номинальную мощность освещения и расчетную осветительную нагрузку:

			Рн.о.=Руд.·F=0,013·6650=86,45 кВт	(3)

			Рр.о.=Рн.о.·Кс.о.=86,45·0,95=82,13 кВт	(4)



Находим полную расчетную мощность цеха:

					 Рр?=Рр+Рр.о.=1710+82,13= 1792,13 кВт	(5)

						Qр?=Qр=1508 кВар	(6)

						Sp = = = 2342,23 кВА	(7)

Примечание: Коэффициенты  Кс (спроса), Соs (мощности), tg?  - соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности Соs,  Кс.о. (спроса осветительной нагрузки), плотность осветительной нагрузки Руд [Вт/] для каждого цеха выбраны по  [2]. Площадь F[] каждого цеха определена по генеральному плану предприятия.









Таблица 2.2- Расчетные нагрузки цехов 	 







2.1.1. Определение расчетной мощности в целом с учетом компенсирующих устройств и потерь мощности в трансформаторах

			?РЦТП=0,02·Sр?=0,02·12564=251,28 кВт	(8)

	?QЦТП=0,1·Sр?=0,1·12564=1256,4 кВАр	(9)

Тогда расчетная нагрузка данной ступени определится:

			       Рр=?Ррi+Рр.осв.+ ?РЦТП=9590+773,3+251,28=10614,58 кВт	(10)

			Qр=?Qрi+ ?QЦТП=8115,97+1256,4=9372,37 кВАр	(11)

		

2.1.2. Расчет мощности компенсирующих устройств



			Рр?=? Р'рi+ Рр=9590+10614,58=20204,58 кВт	(12)

			Qр?=? Q'рi+ Qр=8115,97+9372,37=17488,34 кВАр	(13)

			tg? = Qр? / Рр? = 17488,34 / 20204,58 = 0,86	(14)

			QКУ= Рр?·(tg?ном–tg?зад.)= 20204,58 ·(0,86–0,35)= 10304,33 кВАр	(15)

Потери активной мощности в компенсирующих устройствах:	

	?РКУ=0,002· QКУ=0,002·10304,33=20,6 кВт	(16)

	

	2.1.3. Потери мощности в трансформаторах ГПП и питающей линии.

Тогда расчетная нагрузка данной ступени электроснабжения шин ГПП определится по формуле:

			    РрГПП= Рр?·  Крм +?РКУ·Крм=20204,58·0,95+20,6?0,95=19213,92 кВт	(17)

			QрГПП= Qр?*K рм -QКУ·Крм=17488,34·0.95-10304,33?0,95=6824,8 кВАр	(18)

			SpГПП = = = 20390 кВА	(19)

 Потери мощности в трансформаторах ГПП:

			?РтГПП=0,02·SрГПП=0,02·20390=407,8 кВт	(20)

	?QтГПП=0,1·SрГПП=0,1·20390=2039 кВАр	(21)

Мощность питающей линии 

Sp=  Sp== 21547,29 кВА 

		

		

		2.2.  Выбор напряжения питающих и распределительных сетей.

		2.2.1. Выбор напряжения питающей линии

		

		    Напряжение питающей линии от 6 до 110 кВ включительно

                  Величина напряжения определяется расчетной или потребляемой мощностью, удалённостью предприятия от источника питания.

			Для определения напряжения питающей линии можно использовать два способа:

			а) Напряжения питающей линии можно определить по номограммам. Это график для приблизительного определения величины рационального напряжения электроснабжения промышленных предприятий в зависимости от передаваемой мощности S, длины питающих линий L, схемы питания, конструктивного выполнения линии и стоимости электрической энергии. Расстояние принимаем равным  l=5 км.

			б) Напряжения питающих линий можно определить по эмпирическим формулам (справочник[5]). В них используется коэффициенты, мощность и длина питающей линии. Приведем некоторые из них:

		1) U=3                                 3) U=16

     2)U=4,34                              4)              



			Найдём напряжение питающей линии по формулам:

						U=3 = 3  = 16,42 кВ	(23)

						U=4,34 =4,34 = 76,71кВ 	(24)

			U=16= 16= 50,103 кВ	(25)

  



Ucp = (16,42+76,71+50,103+75,11) / 4 = 55 кВ               (27)

			Таким образом, сравнивая эти значения с номограммой, принимаем стандартное значение напряжения 110 кВ. 

			

2.2.2.   Выбор напряжения распределительных линий



		              Выбор напряжения распределительной сети тесно связан с решением вопросов электроснабжения  предприятия. Окончательное решение принимают в результате технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих различие сочетания напряжений отдельных звеньев системы.

Напряжение 35 кВ применяют для питания предприятий средней мощности и для распределения электроэнергии на первой ступени электроснабжения таких предприятий при помощи глубоких вводов. На предприятиях большой мощности напряжение 35 кВ не рационально использовать в качестве основного. Оно может быть применено для питания потребителей электроэнергии, имеющих номинальное напряжение 35 кВ, и для питания удалённых приёмников электроэнергии.

Преимущество напряжения 20 кВ по сравнению с напряжением 35 кВ заключается в более простом устройстве сети и более дешевых коммутационных аппаратах.

По сравнению с напряжением 10 кВ при напряжении 20 кВ снижаются потери электроэнергии в элементах системы электроснабжения и токи КЗ в сетях. Однако напряжение 20 кВ, как и напряжение 35 кВ и 10 кВ, не целесообразно применять в качестве основного.

		Напряжение 10 и 6 кВ широко используется на промышленных предприятиях средней мощности – для питающих и распределительных сетей, на крупных предприятиях – на второй и последующих ступенях.

Напряжение 10 кВ является наиболее экономичным по сравнению с напряжение 6 кВ. Напряжение 6 кВ допускается только в тех случаях, если на предприятии преобладает нагрузка с напряжением 6 кВ или когда значительная часть нагрузки питается от заводской ТЭЦ, где стоят генераторы напряжением 6 кВ.

Напряжение распределительных линий для проектируемого варианта принимаем 10  кВ, т.к. на данном объекте высоковольтная нагрузка 6 кВ отсутствует.  

		

		2.3.  Выбор числа и мощностей трансформатора гпп

 

  Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняют двух трансформаторными. Однотрансформаторные ГПП допускаются только при наличии централизованного резерва трансформатора и при поэтапном строительстве. Установка более двух трансформаторов возможна только в исключительных случаях: когда требуется выделить резко переменные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора, при реконструкции ГПП, если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.

          Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы. В после аварийном режиме для надёжного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть не ответственных потребителей с целью снижения нагрузки может быть отключена.  

          Мощность ГПП определяется расчётной мощностью предприятия, напряжение питающей линии 35-220 кВ. Мощность трансформаторов (с шагом 1,6) 6.3;10;16;25;40;63;80 МВА. Трансформаторы мощностью от 25 МВА и выше выполняются с расщепленными обмотками.

При выборе мощности трансформаторов ГПП надо знать расчётную мощность предприятия SР, требования по степени бесперебойности в электроснабжении, требования коэффициента загрузки по отраслям.

Выбор ГПП от исходных данных осуществляется по полной расчётной мощности предприятия, которую мы определили в таблице 2.2.

Так как завод имеет потребителей I, II и III категории, то на ГПП установим два трансформатора. Выбор мощности проведем по условию (справочник[7]):

        кВА			               (28)

Определим коэффициенты загрузки трансформаторов ГПП мощностью 10МВА в номинальном и аварийном режимах:

     			     (29)

                                   		                         (30)

 С учетом дальнейшего развития предприятия, сопровождающееся увеличением потребляемой мощности, окончательно (по справочнику [2]) выбраны на ГПП трансформаторы (2 шт.) ТРДН с номинальной мощностью 10000 кВА с высшим напряжением 110 кВ.



2.4.  Выбор высоковольтных двигателей



	В цехах устанавливаем высоковольтные асинхронные двигатели, выбор производим по установленной активной мощности. 

  Таблица 2.3-Выбор высоковольтных двигателей		

№ цеха





Pуст, кВт

Тип двигателя

Pном, кВт

Uном, кВ

?ном, %

cos ?ном

n

2

3500



3550

10

0,9

0,9

3000













































2.5. Выбор сечения воздушных линий питающих завод



  Питающие линии могут быть воздушные или кабельные. Кабельные линии используются только в том случае, если невозможно проложить воздушные линии, а также если кабельные линии более предпочтительны. В большинстве случаев в качестве питающих линий принимаются воздушные линии. Выбор питающих линии будет сведен к выбору сечения проводов воздушной линии.



        



где   - длина линии на 1% потери напряжения, справочная данная [7];

 - допустимая величина потерь напряжения в послеаварийном режиме ±10% от номинального.



где  - экономическая плотность тока. Выбирается из справочника по числу часов работы  максимума активной нагрузки и материала провода [2].



2.5.1. По условию нагрева расчетным током и коронирования



в нормальном режиме:

	                             А	     (31)

в аварийном режиме:

	                     А	     (32)

Согласно справочным данным выбираем провод марки АС сечением 70 мм2, так как для напряжения 110 кВ 70 мм2  является:

минимальным сечением по условию коронирования проводов по механической прочности.

Длительно допустимый ток А



    – условие выполняется.



2.5.2.  По условию проверки выбранного сечения по допустимой потере напряжения:


                                         

	                                	(33)

2.5.3. По экономической плотности тока

	                                  мм2                 	  (34)

            В результате в качестве питающей линии принимаем воздушную линию с проводами марки АС-70/11



2.6. Картограмма нагрузок и определения центра

 электрических нагрузок (ЦЭН)



2.6.1. Картограмма нагрузок



		Подстанции ГПП, ТП являются одними из основных звеньев системы

электроснабжения. Поэтому оптимальное размещение подстанций по территории промышленного предприятия является важнейшим моментом при построении рациональных систем электроснабжения.

  При проектировании систем электроснабжения предприятий различных отраслей промышленности разрабатывается генеральный план проектируемого объекта, на который наносятся все производственные цеха. Расположение цехов определяется технологическим процессом производства. На генеральном плане указываются расчётные мощности цехов и всего предприятия. 

    При рациональном размещении ГПП, ТП на территории промышленного предприятия технико-экономические показатели системы электроснабжения оказываются оптимальными и, следовательно, обеспечиваются минимум приведённых годовых затрат. Для определения места положения ГПП, ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещённые на генеральном плане окружности, причём площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчётным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

            Центр нагрузок цеха или предприятия является символическим центром потребления электрической энергии цеха или предприятия. ГПП или ТП следует располагать в ЦЭН. Это позволит снизить затраты на проводниковый материал и уменьшить потери электрической энергии. Картограмма электрических нагрузок позволяет проектировщику наглядно представить распределение нагрузок по территории промышленного предприятия. Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной

		нагрузке соответствующего цеха Рi:

													

		Из этого выражения радиус окружности:

					                                   

					

		где Рi – мощность i-го цеха; m – масштаб для определения площади круга (постоянный для всех цехов предприятия).

		Силовые нагрузки до и выше 1 кВ изображаются отдельными кругами или секторами в круге. Считаем, что нагрузка по цеху распределена равномерно, поэтому центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане.

		Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга, изображающего нагрузку до 1 кВ. Угол сектора (?) определяется из соотношения активных расчетных (РР) и осветительных нагрузок (РРО) цехов.

		При построении картограммы необходимо знать полные расчетные и осветительные нагрузки цехов, которые были рассчитаны в таблице 1.2. Принимаем масштаб m=0,5 кВт/мм2.

Пример расчета покажем на примере механосборочного цеха №1:

							мм,	  (35)

											                           	.	(36)

          Данные по остальным цехам сведем в таблицу 2.4.

Таблица2.4- данные для построения картограммы нагрузок





2.6.2. Определение условного центра электрических нагрузок



            В настоящее время существует ряд математических методов, позволяющих  аналитическим путём определить центр электрических нагрузок (ЦЭН) как отдельных цехов, так и всего промышленного предприятия. Среди них можно выделить три основных метода.

	 Первый метод, использующий некоторые положения из курса теоретической механики, позволяет определить ЦЭН цеха (предприятия) с большей или меньшей точностью (приближённо) в зависимости от конкретных требований. Так, если считать нагрузки цеха равномерно распределёнными по площади цеха, то центр нагрузок цеха можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане. Если учитывать действительное распределение нагрузок в цехе, то центр нагрузок уже не будет совпадать с центром тяжести фигуры цеха в плане, и нахождение центра нагрузок сведётся к определению центра тяжести масс.

	Наличие многоэтажных зданий цехов обусловливает учёт в расчётах третий координаты (Zi). 

          ЦЭН указан на картограмме нагрузок

          Таким образом, мы определили ЦЭН для ГПП и для ТП, но поставить их точно в центре электрических нагрузок не всегда технически возможно.

определим по формуле:

	                       	(37)                                             

	                             (38)                                                                                                     





2.7. Составления вариантов схем внутреннего электроснабжения (в двух вариантах)



 Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономическое показатели и на надежность системы электроснабжения.	С целью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требуется всесторонний учёт многих факторов, например, таких как конструктивное исполнение сетевых узлов схемы, способ канализации электроэнергии, токи КЗ при разных вариантах и т.д.

	   При проектировании схемы важное значение приобретает правильное решение вопросов питания силовых и осветительных нагрузок в ночное время, в выходные и праздничные дни. Для взаимного резервирования рекомендуется использовать шинные и кабельные перемычки между ближайшими подстанциями, а также между концами сетей низшего напряжения, питаемых от разных трансформаторов.

	   В общем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается не целесообразным применение схем с числом ступеней более двух-трёх, так как в этом случае усложняется коммутация и защита цепи. На небольших по мощности предприятиях рекомендуется применять одноступенчатые схемы.

	   Схема распределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемой объекта. Питание приёмников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должно осуществляться от разных источников: подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции. Это необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались оба технологических потока. В тоже время взаимосвязанные технологические агрегаты должны присоединяться к одному источнику питания, чтобы при исчезновении питания все приёмники электроэнергии были одновременно обесточены.

	При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.



2.7.1. Выбор схем распределительной сети предприятия



	Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надёжности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы. 

	Радиальными схемами являются такие, в которых электроэнергия от источника питания передаётся непосредственно к приёмному пункту. Чаще всего радиальную схему применяют с числом ступеней не более двух.

	Одноступенчатые радиальные схемы применяют на небольших по мощностям предприятиях для питания сосредоточенных потребителей (насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые подстанции), расположенных в различных направлениях от центра питания. Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всей системы электроснабжения, начиная от источников питания и кончая сборными шинами до 1 кВ цеховых подстанций.

	Питание крупных подстанций и подстанций или РП с преобладанием потребителей I категории осуществляется не менее чем двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций источника питания.

	Отдельно расположенные одно трансформаторные подстанции мощностью 400-630 кВА получают питание по одиночным радиальным линиям без резервирования, если отсутствуют потребители первой и второй категорий и по условиям прокладки линии возможен её быстрый ремонт. Если обособленные подстанции имеют потребителей II категории, то их питание должно осуществляться двух кабельной линией с разъединителями на каждом кабеле.

	Магистральные схемы распределения электроэнергии применяют в том случае, когда потребителей много и радиальные схемы не целесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации. Их целесообразно применять при расположении подстанций на территории предприятия, близко к линейному, что способствует прямому прохождению магистрали от источника питания к потребителю и тем самым сокращают длину магистрали.

	Недостатки магистральной схемы является более низкая надёжность т.к. исключается возможность резервирования на низшем напряжении одно трансформаторных подстанций при питании их по одной магистрали. Рекомендуется питать от одной магистрали не более двух-трёх трансформаторов мощностью 2500-1000 кВА и не более четырёх-пяти мощностью 630-250кВА.

	Существует много разновидностей и модификаций магистральных схем, которые с учетом степени надёжности делятся на одиночные и двойные сквозные.

	На практике редко применяют только радиальные или магистральные схемы, так как при таких схемах не соответствуют наилучшим технико-экономическим показателям. Поэтому чаще всего используют смешанные схемы. Сочетание преимущественно радиальных и магистральных схем позволяет добиться создание систем электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями. Варианта схем электроснабжения представлены ниже.





2.8.  Выбор количества,  мощности и местоположения

 цеховых подстанций



Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности электроснабжения и распределения между ТП потребителей электроэнергии до 1кВ. Нормальный режим работы – раздельная работа трансформаторов, это предусматривается в целях уменьшения токов короткого замыкания и позволяет применить более легкую и дешевую аппаратуру на стороне низшего напряжения трансформаторов.

Номинальная мощность цеховых трансформаторов  (SНТ) выбирается по расчетной мощности, исходя из условия экономичной работы трансформаторов (60-80%) в нормальном режиме и допустимой перегрузки (на 30-40%) от SНТ в послеаварийном режиме.

			В соответствии с ГОСТ 14209-85 и 11677-75 цеховые трансформаторы имеют следующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. В настоящее время цеховые ТП выполняются комплектными (КТП)  во всех случаях, когда этому не препятствуют условия окружающей среды и обслуживания, устанавливаются открыто.

		Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций [7] производится по удельной плотности нагрузок (?) : 

		                     			                                                  (39)

		где SР – расчетная нагрузка цеха (кВА); F – площадь цеха (м2).

		Если плотность нагрузок ?<0,2, то рекомендуется принимать трансформаторы до 1000 кВА, если  0,20,5 кВА/м2, то трансформаторы рекомендуется принимать 1600-2500кВА.

			После выбора мощности трансформаторов определим их количество:

     ,					       (40)

		где КЗ – это коэффициент загрузки в нормальном режиме. Он определяется как:

			       				               (41)

и должен быть равен 0,65-0,7 для цехов I категории; 0,7-0,8 для цехов II категории и 0,9-0,95 для цехов III категории.

			Коэффициент загрузки в аварийном режиме должен быть не более 1,4 и определяется как:

																		       (42)

												

С учетом компенсирующих устройств

          Расчётная мощность КУ:

Qку=РР(tg?н-tg?з),				               (43)



 где tg?н=Qр/Pр,  а tg?з=0,33 при cos?=0,95.

		По справочнику[2] выбираем стандартное значение мощности КУ на каждый трансформатор и определяем не скомпенсированную мощность:

Q=QРi -NQКУ.СТ ,					     (44)

 где N-число батарей. 

		Затем находим полную мощность и, если необходимо, изменяем номинал трансформаторов и (или) их количество. 

					       (45)

 Для выбора оптимального варианта схемы электроснабжения составим ее три варианта. Они отличаются мощностью, количеством, местоположением трансформаторных подстанций.  

Все данные выбора и расчёта сведены в таблице 2.5.



Выбор компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ



		Покажем на примере цеха №1 (вариант 1).

		     Определим мощность, необходимую для компенсации:

		

		где 

По справочнику [2] выбираем две конденсаторные установки  

АУКРМ 0,4-600-25-10 УХЛ4. Тогда расчетная мощность цеха с учетом компенсации:

 



Расчетная мощность трансформатора для потребителя II категории:

  

Принимаем к установке 2 трансформатора ТСЗ-1000/10, тогда коэффициенты загрузки будут равны:



	Выбор количества и мощности трансформаторов для остальных цехов аналогичен. Результаты расчетов сводим в таблицы 2.5.1, 2.5.2





Таблица 2.5.1-Выбор количества и мощности трансформаторов ЦТП

		



 Таблица 2.5.2- Выбор количества и мощности трансформаторов ЦТП



		2.9. Выбор сечений питающих и распределительных линий



2.9.1. Расчет потерь в трансформаторах полной нагрузки на линию



          Потери в трансформаторах определяются активными потерями, состоящими из активных потерь холостого хода и короткого замыкания и реактивными потерями, состоящими из реактивных потерь холостого хода и короткого замыкания. 

Расчет ведется по формулам:

Активные и реактивные потери в трансформаторе:

                                                      (46)                                      

(47)

где ?РТ, ?РКЗ, IXX, UКЗ – табличные данные из справочника [5].

Полная нагрузка на линию находится по формулам:

													     (48)

(49)

где n – число трансформаторов,

   РР и QР – данные из таблицы  6.

		         Данный расчет покажем на примере ТП-3, Механосборочный цех №2         (вариант №1).  Данные трансформатора ТСЗ-1000/6: 

?РХХ=1,95 кВт, ?РКЗ=8,7 кВт, IXX=1,1 %, UКЗ=6 %.

      Активные и реактивные потери в трансформаторе:

	       	     (50)

	            	(51)

	                                                       (52)

	                                              	(53)

Полная нагрузка на линию:



		                              (54)

Определение потерь в трансформаторах для остальных цехов аналогичен.

 Результаты расчетов сводим в таблицы 2.6.1, 2.6.2.





	    Таблица 2.6.1- потери мощности в трансформаторах (вариант №1)                                                                                  

№
пп

№ ТП

Примечание

?Рхх, 
кВт

?Ркз, 
кВАр

?Рт, кВт

Ixx, 
%

Uкз, 
%

?Qxx, 
кВАр

?Qкз, 
кВАр

?Qт, 
кВАр

Рр, кВт

Qp, кВар

Sр, кВА





























1

ТП - 1

2хТСЗ-1600

2,8

12,61

7,267

0,9

6

14,4

96

          48,41   

     1 903,06   

         343,46   

         1 933,80   

2

ТП - 2

2хТСЗ-1000

1,95

8,7

5,156

1,1

6

11

60

          33,11   

     1 222,41   

         137,44   

         1 230,11   

3

ТП - 3

2хТСЗ-1000

1,95

8,7

         4,43   

1,1

6

11

60

          28,12   

         866,12   

         693,77   

         1 109,72   

4

ТП - 4

2хТСЗ-630

1,5

6,35

         3,22   

1,2

6

7,56

37,8

          17,81   

         659,47   

         100,78   

            667,13   

5

ТП - 5

2хТСЗ-630

1,5

6,35

         4,01   

1,2

6

7,56

37,8

          22,50   

         768,18   

         268,25   

            813,67   

6

ТП - 6

2хТСЗ-250

0,75

3,04

         1,98   

1,5

6

3,75

15

            9,80   

         312,81   

           93,12   

            326,38   

7

ТП - 7

2хТСЗ-250

0,75

3,04

         1,81   

1,5

6

3,75

15

            8,99   

         282,11   

         116,48   

            305,21   

8

ТП - 8

2хТСЗ-400

1,15

4,26

         2,78   

1,3

6

5,2

24

          14,39   

         412,96   

         310,03   

            516,39   













 

Таблица 2.6.2-потери мощности в трансформаторах (вариант 2)                                                                                              

№
пп

№ ТП

Примечание

?Рхх, 
кВт

?Ркз, 
кВАр

?Рт, кВт

Ixx, 
%

Uкз, 
%

?Qxx, 
кВАр

?Qкз, 
кВАр

?Qт, 
кВАр

Рр, кВт

Qp, кВар

Sр, кВА





























1

ТП - 1

2хТСЗ-1000

1,95

8,7

6,12

1

6

10

60

38,76

1 325,67

516,09

1 422,58

2

ТП - 2

2хТСЗ-1000

1,95

8,7

5,289

1,1

6

11

60

34,03

1 247,61

139,27

1 255,36

3

ТП - 3

2хТСЗ-630

1,5

6,35

4,14

1,2

6

7,56

37,8

23,27

620,5

580,48

849,69

4

ТП - 4

2хТСЗ-630

1,5

6,35

3,29

1,2

6

7,56

37,8

18,22

661,95

-98,41

669,23

5

ТП - 5

2хТСЗ-630

1,5

6,35

3,84

1,2

6

7,56

37,8

21,48

748,45

232,89

783,85

6

ТП - 6

2хТСЗ-250

0,75

3,04

1,98

1,5

6

3,75

15

9,8

312,81

93,12

326,38

7

ТП - 7

2хТСЗ-160

0,75

3,04

1,55

1,5

6

2,4

9,6

4,93

145,83

90,99

171,89

8

ТП - 8

2хТСЗ-400

1,15

4,26

2,78

1,3

6

5,2

24

14,39

412,96

310,03

516,39

9

ТП - 9

ТСЗ-160

0,75

3,04

1,55

1,5

6

2,4

9,6

4,93

145,83

90,99

171,89









                                                                                



  

	



2.9.2. Выбор сечения кабельных линий.

	

Передачу электроэнергии от источника питания до приёмного пункта промышленного предприятия осуществляется воздушными или кабельными линиями. Сечение проводов и жил выбирается по техническим и экономическим условиям.

К техническим условиям относятся выбор сечения по нагреву расчётным током, условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделению тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и после аварийном 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 послеаварийного 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. Если условия применения проводов и кабелей отличается от приведённых, то длительно допустимые токовые нагрузки пересчитывают по формуле:        I'доп = Iдоп K1K2, где Iдоп - длительно допустимый ток одиночного кабеля (провода); K1 – снижение длительно допустимой токовой нагрузки в зависимости от количества кабелей, проложенных в одной траншее [1]; К2 – возможная перегрузка кабеля в послеаварийном режиме.

При выборе сечения кабельной линий учитывают допустимые кратковременные перегрузки. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, для таких кабелей допускается перегрузки в течении 5 суток в пределах, указанных в таблицах справочника. Для кабелей с полиэтиленовой изоляцией и с поливинилхлоридной изоляцией перегрузки на время ликвидации аварий допустимы соответственно до 10 и 15%; при этом максимальная перегрузка допускается на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки в течении 5 суток, если в остальные периоды времени этих суток нагрузка не превышает номинальной. Перегрузка кабельных линий 20-35 кВ не допускается. По условиям коронирования в.......................