СОДЕРЖАНИЕ

Введение 2

1. Задание 3

2. Электрические нагрузки 4

3. Выбор схемы электроснабжения 6

4. Выбор рационального напряжения ввода 7

5. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 15

6. Расчет токов короткого замыкания 19

7. Расчет и выбор питающих линий 21

8. Выбор оборудования на стороне первичного напряжения 23

9. Выбор оборудования на стороне вторичного напряжения 26

10. Выбор шин 29

11. Релейная защита силового трансформатора 30

12. Автоматика электроснабжения 31

13. Расчет защитного заземления 32

14. Молниезащита 35

Список использованной литературы 37

ВВЕДЕНИЕ

_{Повышение эффективности работы любого предприятия возможно}

_{за счет научно-технического прогресса.}

_{В области электроснабжения потребителей тока необходимо повыше-}

_{ние уровня проектно-конструкторских разработок, внедрение и рациональная}

_{эксплуатация высоконадежного современного оборудования, снижение рас-}

_{хода электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении, повы-}

_{шение качества электроэнергии.}

_{Развитие и усложнение систем электроснабжения, возрастающие тре-}

_{бования к их надежности и экономичности, широкое внедрение автоматизи-}

_{рованных систем учета, контроля и управления распределением и потребле-}

_{нием электроэнергии требуют подготовки высококвалифицированных}

_{электриков.}

_{При проектировании систем электроснабжения учитывается взаимное}

_{влияние многих факторов: выбор силовых трансформаторов, компенсация}

_{реактивной мощности и т. д., качество электроэнергии, надежность и эконо-}

_{мичность работы системы электроснабжения. Из многообразия возможных}

_{технических решений должны быть получены оптимальные или близкие к}

_ним.

1.Исходные данные:

К2 Машиностроительный завод.

Нагрузка максимальная: ;

коэффициент мощности: ;

расстояние предприятия от питающей п/ст: ;

экономический эквивалент реактивной мощности: ;

стоимость электроэнергии за 1кВт·ч: ;

характер питающей системы: ;

рабочее напряжение: 6кВ;

нагрузка 1 категории: 50%;

нагрузка 2 категории: 40%.

Требуется спроектировать электроснабжение машиностроительного завода.

2.Электрические нагрузки.

Определим максимальную реактивную мощность:

;

; ;

;

Находим полную максимальную мощность:

;

Используем характерный график суточной активной и реактивной нагрузок предприятий транспортного машиностроения:

Рис.1. Суточный график электрических нагрузок предприятий транспортного машиностроения.

Определяем расход активной энергии за сутки по площади графика активной нагрузки:

Определяем среднюю активную мощность за сутки:

;

Определяем коэффициент заполнения графика:

Время использования максимальной нагрузки определяется характером и сменностью предприятия и составляет в год для двусменных предприятий: = 4500 ч. [5, с.61].

3. Выбор схемы электроснабжения.

Для питания машиностроительного завода с максимальной нагрузкой 21,294 МВ·А принимаем глубокий ввод двумя воздушными линиями электропередачи. Система шин распределительного устройства вторичного напряжения 6кВ одинарная, секционированная по числу силовых трансформаторов. Для уменьшения стоимости подстанции принимаем схему без выключателей на стороне высшего напряжения (при напряжении 110кВ) с перемычкой, оборудованной отделителями – рис.2. Или выключателями на стороне высшего напряжения (при напряжении 35кВ) с перемычкой, оборудованной отделителями и выключателем – рис.3.

Рис.2 Рис.3

4.Выбор рационального напряжения ввода на ГПП машиностроительного

завода.

Связь предприятия с энергосистемой на напряжении 6 – 10 кВ возможна лишь в

случае расположения промышленного предприятия на расстоянии не более 5-10

километров от подстанции энергосистемы. Так как проектируемый

машиностроительный завод расположен на расстоянии 19,4 км от питающей

подстанции, то намечаем два варианта по напряжению:

вариант 1 – 35/6 кВ,

вариант 2 – 110/6 кВ.

4.1. Технико-экономические показатели для каждого варианта.

4.1.1 расчетный ток при максимальной нагрузке.

Вариант 1: ;

Вариант 2: .

4.1.2 сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока.

Вариант 1: ;

где - экономическая плотность тока [2, табл.1.3.36] при числе часов

использования максимума нагрузки менее 5000 .

Принимаем две одноцепные линии с проводами АС-185 на унифицированных

железобетонных опорах.

Вариант 2: ;

где - экономическая плотность тока [2, табл.1.3.36] при числе часов

использования максимума нагрузки менее 5000 .

Принимаем две одноцепные линии с проводами АС-70 на унифицированных

железобетонных опорах.

4.1.3 выбор трансформаторов.

С учетом того, что на проектируемом машиностроительном заваде имеются

потребители 1 категории, выбираем для каждого варианта по два

силовых трансформатора.

Определяем номинальную мощность трансформаторов по формуле [3,с. 82]:

Намечаем для каждого вариант по два силовых трансформатора мощ ностью

16МВ·А с номинальными данными [3, табл.27.7].

Таблица 1

Тип	,кВт	,кВт	,%	,%
ТД-16000/35	21	90	0,6	8
ТД-16000/110	58	104	2,8	10,5

4.1.4 по току в аварийном режиме выбирается для каждого варианта

оборудование.

Вариант 1: три выключателя на напряжение 35 кВ.

Аварийный режим работы машиностроительного завода – это такой режим, при

котором ГПП питается по одному из вводов 35 кВ. Следовательно ток в

аварийном режиме будет равен: .

Выбираем три выключателя типа С-35М-630 на номинальный ток 630 А.

Вариант 2 : четыре отделителя на напряжение 110 кВ.

Ток в аварийном режиме: .

Выбираем отделители ОД 110 с номинальным током 630 А.

Выбираем два короткозамыкатели КЗ 110.

4.1.5 расчет капитальных затрат.

Вариант1:

Стоимость тр-ра ТД-16000/35 в ценах 1987г. – 18 600 руб. [3, табл.27.7].

Для пересчета в цены 1991г используем коэффициент изменения сметной

стоимости оборудования на 1.01.1991, который для электротехнической

промышленности составляет 1,57 [4, с.5].

Для пересчета в цены 2010 используем коэффициент изменения сметной

стоимости оборудования на 1 квартал 2010г, который для электроэнергетики

составляет 56,69 [4, приложение4, с.7]. Стоимость двух тр-ров:

18600×2×1,57×56,69 = 3310923 руб.

Стоимость масляного выключателя С-35М-630 в ценах 1987г. – 1400 руб. [3,

табл.31.1]. Стоимость трех выключателей: 1400×3×1,57×56,69 = 373814 руб.

Стоимость 1 км линии с проводами АС-185 на унифицированных

железобетонных опорах в ценах 1987г. – 15100 руб. [1, табл.2-7с.117].

Стоимость 1км двухцепной линии 35кВ типа АС-185 в ценах 2000г. – 1400000

руб. [5, табл.9].

Для пересчета в цены 2010г используем коэффициент по капитальным

вложениям по отрасли электроэнергетика, который составляет 3,057 [6, табл1].

Так же используем территориальный повышающий коэффициент для Пермской

области, который составляет 1,2 [7, табл12].

Находим стоимость линии АС-185: 1400000×19,4×3,057×1,2 = 99633744 руб.

Итого по варианту 1: 3310923 + 373814 + 99633744 = 103318481 руб.

Вариант 2:

Стоимость тр-ра ТД-16000/110 в ценах 1987г. – 27000 руб. [3, табл.27.7].

Для пересчета в цены 1991г используем коэффициент изменения сметной

стоимости оборудования на 1.01.1991, который для электротехнической

промышленности составляет 1,57 [4, с.5].

Для пересчета в цены 2010 используем коэффициент изменения сметной

стоимости оборудования на 1 квартал 2010г, который для электроэнергетики

составляет 56,69 [4, приложение4, с.7]. Стоимость двух тр-ров:

27000×2×1,57×56,69 = 4806178 руб.

Стоимость отделителя ОД 110 в ценах 1987г. – 205 руб. [3,

табл.31.8]. Стоимость четырех отделителей: 205×4×1,57×56,69 = 72983 руб.

Стоимость короткозамыкателя КЗ 110 в ценах 1987г. – 293 руб. [3, табл.31.8].

Стоимость двух короткозамыкателей: 293×2×1,58×56,69 = 52489 руб.

Стоимость 1 км линии с проводами АС-185 на унифицированных

железобетонных опорах в ценах 1987г. – 15100 руб. [1, табл.2-7с.117].

Стоимость 1км двухцепной линии 110кВ типа АС-70 в ценах 2000г. – 1600000

руб. [5, табл.9].

Для пересчета в цены 2010г используем коэффициент по капитальным

вложениям по отрасли электроэнергетика, который составляет 3,057 [6, табл1].

Так же используем территориальный повышающий коэффициент для Пермской

области, который составляет 1,2 [7, табл12].

Находим стоимость линии АС-70: 1600000×19,4×3,057×1,2 = 113867136 руб.

Итого по варианту 2: 4806178 + 72983 + 52489 + 113867136 = 118798786 руб.

4.1.6 эксплуатационные расходы.

Потери активной энергии в линиях.

Вариант 1:

где - число линий;

- потери мощности на 1км линии АС-185 [1, табл.2-7с.117], кВт/км;

- длина линии, км;

- коэффициент загрузки линии при максимальной

нагрузке;

где - ток линии в рабочем режиме;

- длительно-допускаемый ток на провод АС-185 [1, табл.2-7с.117].

- время потерь, определяется по графику в зависимости от и годового

использования максимума нагрузки в год [8, рис.4.8с.115], ч.

Вариант 2:

где - число линий;

- потери мощности на 1км линии АС-70 [1, табл.2-7с.117], кВт/км;

- длина линии, км;

- коэффициент загрузки линии при максимальной

нагрузке;

где - ток линии в рабочем режиме;

- длительно-допускаемый ток на провод АС-70 [1, табл.2-7с.117].

- время потерь, определяется по графику в зависимости от и годового

использования максимума нагрузки в год [8, рис.4.8с.115], ч.

Приведенные потери активной энергии в силовых трансформаторах:

Вариант 1:

где , , , - каталожные данные трансформатора ТД-16000/35;

- экономический эквивалент реактивной мощности;

Т = 8760 ч – действительное время работы тр-ра в год;

- количество работающих трансформаторов;

- коэффициент загрузки трансформатора при

максимальной нагрузке.

Вариант 2:

где , , , - каталожные данные трансформатора ТД-16000/110;

- экономический эквивалент реактивной мощности;

Т = 8760 ч – действительное время работы тр-ра в год;

- количество работающих трансформаторов;

- коэффициент загрузки трансформатора при

максимальной нагрузке.

4.1.7 стоимость потерь активной энергии.

Вариант 1:

Вариант 2:

4.1.8 амортизационные отчисления.

Вариант 1:

где , , - амортизационные отчисления на линии, трансформаторы, выключатели, % по [8, табл.6.1].

Вариант 2:

где , , - амортизационные отчисления на линии, трансформаторы, выключатели, % по [8, табл.6.1].

4.1.9 отчисления на обслуживание оборудования.

Вариант 1:

где , , - отчисления на текущий ремонт и обслуживание линий, трансформаторов, выключателей, % по [8, табл.6.1].

Вариант 2:

где , , - отчисления на текущий ремонт и обслуживание линий,

трансформаторов, выключателей, % по [8, табл.6.1].

4.1.10 общие эксплуатационные расходы.

Вариант 1:

Вариант 2:

4.1.11 общие затраты при нормативном коэффициенте эффективности

капиталовложений 0,15.

Вариант 1:

Вариант 2:

Данные расчетов сводим в таблицу.

Таблица для сравнения вариантов

Таблица 2

Вариант	Капитальные затраты К, тыс.руб.	Эксплуатац. расходы Сэ, тыс.руб.	Потери электро энергии в год Сп, тыс. руб.	Общие затраты З, тыс.руб.
35/6	103318	15667	11413	31165
110/6	118798	11634	6720	29454

Из таблицы следует, что в первом варианте меньше капитальные затраты, а во

втором варианте меньше эксплуатационные расходы. Определим срок

окупаемости:

.

Расчетный срок окупаемости составил 3,8 года, что менее 7 лет, следовательно

принимаем вариант с меньшими эксплуатационными расходами, т.е. второй

вариант с рациональным напряжением ввода 110кВ.