1.2 Вибір схеми електропостачання цеху.

Вибір раціональної схеми електропостачання цеху має велике значення. Вірно вибрана схема повинна забезпечувати надійність роботи ЕП, високі технологічні показники і зручність в експлуатації електричних мереж.

Керівні матеріали по проектуванню електропостачання промислових підприємств рекомендують:

1. Радіальні схеми взагалі використовують для споживачів першої категорії.

2. Для цехів машинобудівних підприємств слід віддавати перевагу магістральним схемам.

3. В усіх випадках, коли це можливо, приймають магістральні блочні схеми.

Проектуєма ділянка цеху випускає серійну продукцію заводу. Відповідно, ЕП цієї ділянки переважно відносяться до споживачів ІІ-Ї категорії по надійності електропостачання. Ця ділянка відноситься до машинобудівельного виробництва, верстати об'єднані у технологічні лінії. Відповідно, приймаю магістральну схему електропостачання.

Живлення споживачів виконуємо від комплектних шинопроводів, дротів марки АПВ, прокладених у сталевих трубах. Розподільчі комплектні шинопроводи отримують живлення від комплектних трансформаторних підстанцій, за допомогою комплектних магістральних шинопроводів.

Для збільшення надійності електропостачання споживачів цеху виконуємо перемичку між розподільчими шинопроводами, що отримують живлення від двох трансформаторів комплектної трансформаторної підстанції, та між розподільчими шинопроводами сусідніх підстанцій. У зв'язку з тим, що споживачі цеха мають в основному II категорію, на перемичці встановлюємо автоматичний вимикач без електродвигунового приводу.

1.3 Таблиця електронавантаження

Таблиця 1.3.1 - Таблиця електронавантаження

№ з/п	Найменування	Кількість	Рн кВт	Кв	cos φ	tg φ	Категорія надійності
1	Токарно-гвинторізний верстат	1	8	0,16	0,6	1,33	II
2	Токарно-гвинторізний верстат	3	5,5	0,16	0,6	1,33	II
3	Токарно-гвинторізний верстат	3	9	0,16	0,6	1,33	II
4	Токарно-гвинторізний верстат	2	25	0,16	0,6	1,33	II
5	Універсальний затискуючий верстат	2	16	0,16	0,6	1,33	II
6	Точильно шліфувальний верстат	2	20	0,16	0,6	1,33	II
7	Вертикально фрезерний верстат	2	4,4	0,16	0,6	1,33	II
8	Довбальний верстат	2	9,9	0,16	0,6	1,33	II
9	Токарно-гвинторізний верстат	2	17	0,16	0,6	1,33	II
10	Відрізна ножівка	2	6	0,16	0,6	1,33	II
11	Радіально-свердлильний верстат	2	4,4	0,16	0,6	1,33	II
12	Різьбонарізний полуавтомат	1	16	0,16	0,6	1,33	II
13	Вертикально свердлильний верстат	2	4,4	0,16	0,6	1,33	II
14	Вертикально свердлильний верстат	1	6	0,16	0,6	1,33	II
15	Трубогибочний верстат	1	5,5	0,16	0,6	1,33	II
16	Точильно-шліфувальний верстат	2	7,3	0,16	0,6	1,33	II
17	Вентиляційно-пиловловлюючий агрегат	4	3,3	0,16	0,6	1,33	III
18	Вентилятор	6	5,5	0,7	0,8	0,75	III
19	Кран ТВ 25%	1	16	0,06	0,5	1,73	II
20	Піч	3	30	0,5	0,95	0,32	II
21	Зварювальний трансформатор дугової сварки	3	15	0,3	0,4	2,25	II

1.4 Додаткові дані

1.4.1 Додаткові навантаження:

Активне максимальне Р_{м дод} = 380 кВт

Реактивне максимальне Q_{м дод} = 350 квар

Активне середньозмінне Р_{зм дод} = 365 кВт

Реактивне середньо змінне Q_{зм дод} = 330 квар

1.4.2 Струм трьохфазного короткого

замикання на шинах ГПП І_кз⁽³⁾_гпп = 13 кА

1.4.3 Напруга на шинахГПП U_н = 6,3 кВ

1.4.4 Довжина живлячої цех лінії L = 1,4 км

1.4.5 Час дії релейного захисту t_рз = 0,9 с

1.4.6 Опір природних заземлювачів R_пр = 12 Ом

1.4.7 Ґрунт глина

1.4.8 Струм замикання на землю

в мережі 6 – 10 кВ І_з = 18 А

Знаходимо активне середньозмінне навантаження ділянки , кВт:

(2.1.3)

2.1.3 Для кожної групи і в цілому по ділянці визначаємо середньозмінну активну потужності , квар:

, (2.1.4)

де Q_зм – розрахункове силове реактивне навантаження за найбільш навантаженою схемою, квар.

tgφ – значення, яке відповідає середньозваженому значенню коефіцієнта потужності сosφ, яке характерне для даного приймача.

Знаходимо реактивне середньозмінне навантаження ділянки , квар:

(2.1.5)

2.1.4 Знаходимо середньозважене значення коефіцієнта використання К_в і tgφ по ділянці в цілому:

, (2.1.6)

де ΣР_зм – групова середня активна потужність ділянки за максимально завантажену зміну відповідної групи споживачів, кВт;

ΣР_{н.ділянки} – активна номінальна потужність ділянки, кВт.

, (2.1.7)

де tgφ_{ділянки} – середнє значення, яке відповідає коефіцієнту потужності ділянки;

ΣQ_зм – групова середня реактивна потужність ділянки за максимально завантажену зміну відповідної групи споживачів, квар.

За таблицею Брадіса cosφ_діл = 0,97

2.1.5 Знаходимо ефективне число електроприймачів n_e:

Так як дійсне число електроприймачів , 9,09 > 3

та К_{к.сер.діл} = 0,40 > 0,2, то розраховуємо n_е за формулою 2.1.8 [2. с.85]

(2.1.8)

Таблиця 2.1.1 – Зведені дані розрахунків

№	Найменування	К-кість	Σ Рн, кВт	Кв, сер.	Cos φ	tg	Рзм., кВт	Q зм., квар
1	Верстати	34	321	0,16	0,6	1,33	51,36	68,3
2	Вентилятори	6	33	0,7	0,8	0,75	23,1	17,32
3	Кран	1	16	0,06	0,5	1,73	8	13,84
4	Пічі	3	90	0,5	0,95	0,32	45	14,4
5	Трансформатори	3	45	0,3	0,4	2,25	13,5	30,37
Всього		47	505				140,96	144,24

2.1.6 Знаходимо коефіцієнт максимуму:

Для n_е = 40,8 і К_в.діл = 0,40 > 0,2 з урахування інтерполяції по [2., табл.2.3]

знаходимо для активного навантаження К_м = 1,22.

Знаходимо К_м для реактивного навантаження.

Так як n_е > 40,8 і К_в.діл = 0,40 > 0,2, то К_м = 1,0.

2.1.7 Знаходимо потужність на освітлення , кВт:

(2.1.9)

де δ = 15 , питома густина навантаження;

F = 1000 м², площа ділянки;

К_з = 1,5, коефіцієнт запасу розрахункового освітлення;

К_с.о = 0,95, коефіцієнт попиту освітлювального навантаження [2., табл.2.7].

2.1.8 Активна максимальна розрахункова потужність ділянки , кВт з урахуванням освітлення та додаткової потужності:

(2.1.10)

2.1.9 Реактивна максимальна розрахункова потужність ділянки , квар з урахуванням додаткової потужності:

, (2.1.11)

де K_мQ’ – коефіцієнт максимума.

2.1.10 Активна середньо змінна потужність ділянки , кВт з урахуванням додаткової потужності:

(2.1.12)

2.1.11 Реактивна середньозмінна потужність , квар ділянки з урахуванням додаткової потужності:

(2.1.13)

2.2 Розрахунок і вибір компенсуючого пристрою

2.2.1 Рекомендуємо потужність компенсуючої установки , квар:

, (2.2.1)

де Q_max – максимальна (розрахункова) потужність, яка використовується підприємством у години максимуму енергосистеми, квар;

Q_e – гранична реактивна потужність, яка подається підприємству енергосистемою у період максимуму активного навантаження, квар;

tgφ_м – фактичний tg кута, який відповідає потужностям P_max і Q_max .

tgφ_е – оптимальний tg кута, який відповідає встановленому підприємством.

Для нашої ділянки:

(2.2.2)

Для системи "Херсонобленерго" tgφ_e= 0,2.

2.2.2 За таблицею [7., таблиця Л.2] обираємо дві компенсуючи установки типу: УКРП 0,4-225-25 УЗ з номінальною потужністю 225 квар кожна і вартістю 17796грн. кожна. З питомими втратами активної потужності на компенсацію

2.2.3 Визначаємо вартість втрат електроенергії , грн в компенсуючий установці

, (2.2.3)

де ∆Р_К – питомі втрати активної потужності на компенсацію, кВт;

Т – річне число годин роботи підприємства знаходимо за таблицею, год.

[2.,табл.2.9];

С_о – тариф на електроенергію (1,2 ).

2.2.4 Знаходимо амортизаційні відрахування , грн:

, (2.2.4)

де К – капітальні втрати на компенсуючу установку, грн ;

φ % = 15 % - норма амортизації.

2.2.5 Визначаємо повні річні втрати , грн на компенсуючу установку

, (2.2.5)

де 0,15 – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень.

2.2.6 Визначаємо річну економію , грн за рахунок зниження втрат енергії при зменшенні використання підприємством реактивної потужності.

, (2.2.6)

де – зміна втрат, що залежить від схеми, віддаленості підприємства від електромережі та інших факторів;

В_ре – ціна річної економії, грн:

Коли компенсація доцільна.

2.3 Вибір кількості і потужності трансформаторів цехової підстанції

2.3.1 Для споживачів II і III категорії обираємо коефіцієнт завантаження трансформаторів:

К_з = 0,75 по таблиці [2., табл.4.6].

Розраховуємо рекомендуєму повну середньо змінну потужність трансформаторів , кВА:

, (2.3.1)

де S_зм – розрахункова потужність трансформатора з урахуванням компенсації реактивної потужності, кВА;

К_з – коефіцієнт завантаження.

(2.3.2)

2.3.2 Обираємо два варіанти підстанції:

1-й варіант

КТП-1×1000 виробництва Хмельницького заводу трансформаторних

підстанцій, вартістю 87580 гривень.

Тип трансформатора ТМ-1000 / 10 з технічними даними:

∆Р₀ = 1,9 кВт

∆Р_к = 10,8 кВт

I₀ % = 1,2 %

U_к % = 5,5 %

2-й варіант

КТП-2×400 виробництва Хмельницького заводу трансформаторних підстанцій, вартістю 553000 гривень.

Тип трансформатора ТМ-400 / 10 з технічними даними:

∆Р₀ = 0,95 кВт

∆Р_к = 5,5 кВт

І₀ % = 2,1 %

U_к % = 4,5 %

2.3.3 Проводимо техніко-економічний розрахунок двох варіантів і результати розрахунків заносимо у таблицю № 2.2.1. Дані для розрахунку беремо з таблиці [2., табл. П.1.1]

2.3.3.1 Визначаємо приведені втрати холостого ходу , кВт:

, (2.3.3)

де К_зв = 0,05 – коефіцієнт зміни втрат.

І₀ – струм холостого ходу трансформатора, А.

S_нтр – номінальна потужність трансформатора, кВА.

(2.3.4)

2.3.3.2 Визначаємо приведені втрати короткого замикання , кВт:

, (2.3.5)

де U_к – напруга короткого замикання трансформатора, кВ.

(2.3.6)

2.3.3.3 Визначаємо повні приведені втрати , кВт:

, (2.3.7)

де (2.3.8)

, (2.3.9)

де (2.3.10)

2.3.3.4 Визначаємо вартість втрат електроенергії за рік , грн:

, (2.3.11)

де Т = 4500 годин – річне число годин роботи підприємства, яке визначається за таблицею [2.,табл.2.9];

С₀ = 1,2 – тариф на електроенергію.

(2.3.12)

2.3.3.5 Визначаємо амортизаційні відрахування , грн:

, (2.3.13)

де К – капіталовтрати по варіантам, грн:

, (2.3.14)

де К – капіталовтрати по варіантам, грн:

2.3.3.6 Визначаємо повні річні витрати , грн:

(2.3.15)

(2.3.16)

2.3.3.7 Капіталовитрати у першому варіанті менші ніж у другому, тому обираємо перший варіант.

Таблиця 2.2.1 - Порівняльна таблиця варіантів вибору силових трансформаторів

№	КТП	Вб, грн	ΔРо, кВт	ΔРкз, кВт	Іо, %	Uк, %	Кз	Δ’Рхх΄, кВт	Δ’Ркз, кВт	ΔР’, кВт	Вв, грн	А, грн	В, грн
1	ТМ-1000	87580	1,9	10,8	1,2	5,5	0,7	2,5	13,5	9,5	51624	13137	77898
2	ТМ-2×400	110600	0,9	5,5	2,1	4,5	1,8	2,3	11,9	40,8	220320	16590	245205