Заказать курсовую или диплом

Бесплатное скачивание работ

АВТОРИЗАЦИЯ

Подробнее о работе: Дипломная работа. Схема електропостачання заводу торгового машинобудування з встановленою потужністю

Описание:

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

«ХАРКІВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ»

Факультет	Електроенергетичний
Кафедра	Електричні станції
Спеціальність		6.05070108, Енергетичний менеджмент

До захисту допускаю

Завідувач кафедри

проф. О.П. Лазуренко

(ініціали та прізвище)

(підпис, дата)

ДИПЛОМНА РОБОТА

освітньо-кваліфікаційного рівня бакалавр

Тема роботи	«Схема електропостачання заводу
торгового машинобудування з встановленою потужністю
6350 кВт»

Шифр роботи	Е-59А.09
	(група, номер теми за наказом )

Виконавець	Кокоровець Ірина Сергіївна
	(прізвище, ім’я, по-батькові)

Керівник	доц. Богатирьов Ігор Миколайович
	(посада, прізвище, ім’я, по-батькові)

Харків 2013

ЗМІСТ

Перелік позначень та скорочень. 5

Вступ. 6

1 Розробка схеми електропостачання заводу торгового машинобудування. 8

1.1 Розрахунок електричних навантажень підприємства, що проектується. 8

1.1.1 Класифікація методів розрахунку електричних навантажень. 9

1.1.2 Основні методи розрахунку електричних навантажень. 9

1.1.3 Розрахунок навантажень методом коефіцієнта попиту. 13

1.2 Вибір схеми зовнішнього електропостачання. 15

1.2.1.Вибір джерел живлення. 15

1.2.2 Визначення економічного значення реактивної потужності 17

1.2.3 Вибір числа та потужності силових трансформаторів ГПП підприємства 18

1.3 Вибір схеми внутрішнього електропостачання. 20

1.3.1 Розрахунок кількості трансформаторів ЦТП.. 22

1.3.2 Розподіл навантажень по ЦТП.. 23

1.4 Вибір та розміщення КП в схемі електропостачання підприємства. 25

1.4.1 Розрахунок втрат в трансформаторах при холостому ході та короткому замиканні 26

1.4.2 Розрахунок втрат на підстанціях. 27

1.4.3 Повна реактивна потужність КП ВН.. 30

2 Компенсація реактивної потужності 31

2.1 Основні споживачі реактивної потужності 32

2.1.1 Сучасні асинхронні двигуни. 33

2.1.2 Трансформатори. 35

2.2 Заходи з підвищення коефіцієнта потужності у електроустановках. 36

2.2.1 Заходи першої групи. 37

2.2.2 Заходи другої групи. 38

2.2.3 Встановлення синхронних електродвигунів. 39

2.2.4 Показники економічності компенсуючих пристроїв. 41

2.3 Розрахунок плати за споживання реактивної енергії 43

2.4 Компоненти систем компенсації реактивної потужності 47

2.4.1 Мікропроцесорний контролер DCRK.. 49

2.4.2 Опис. 50

2.4.3 Відображення значень параметрів. 50

3 Техніко-економічне порівняння варіантів схем внутрішнього електропостачання 52

3.1 Методика техніко-економічного порівняння. 53

3.2 Розрахунок приведених витрат по першому варіанту схеми внутрішнього електропостачання. 54

3.2.1 Розрахунок капітальних вкладень по першому варіанту схеми внутрішнього електропостачання. 54

3.2.2 Розрахунок річних втрат електроенергії 55

3.2.3 Розрахунок плати за споживання реактивної енергії 60

3.2.4. Розрахунок річних витрат: 62

3.3 Розрахунок приведених витрат по другому варіанту схеми внутрішнього електропостачання. 63

3.3.1 Розрахунок капітальних вкладень по першому варіанту схеми внутрішнього електропостачання. 63

3.3.2 Розрахунок річних втрат електроенергії 66

3.3.3 Розрахунок плати за споживання реактивної енергії 70

3.3.4 Розрахунок річних витрат: 72

3.4 Розрахунок економічного ефекту. 72

4 Охорона праці й навколишнього середовища. 74

4.1 Загальні питання охорони праці 74

4.2 Аналіз небезпечних і шкідливих факторів. 74

4.3 Метереологічні умови при роботі 76

4.4 Шум і вібрація. 77

4.5 Вимоги безпеки при роботі на ПЕОМ.. 78

4.6 Електробезпечність. 81

4.7 Пожежна безпека. 82

Висновки. 83

Список джерел інформації 84

ПЕРЕЛІК ПОЗНАЧЕНЬ ТА СКОРОЧЕНЬ

ВН (НН) – вища (нижча) напруга

ГПП – головна понижуюча підстанція

ГРП – головна розподільча підстанція

ДП – джерело постачання

ЕП – електроприймач

ЕС – електростанція

КБ – конденсаторні батареї

КЗ – коротке замикання

ККП – комплектні конденсаторні пристрої

КП – компенсуючі пристрої

КП ВН – компенсуючі пристрої високої напруги

КП НН – компенсуючі пристрої низької напруги

КТП – комплектні трансформаторні підстанції

ЛЕП – лінії електропередач

ПС- підстанція

ПУЕ – правила улаштування електроустановок.

РП – розподільчі пристрої

СД – синхронний двигун

ТЕС – теплова електростанція

ХХ – холостий хід

ЦЕН – центр електричних навантажень

ЦП – центр постачання

ЦТП – центральна трансформаторна підстанція

ВСТУП

Поглиблення електрифікації галузей економіки об’єктивно для віх країн і збережеться у XXI сторіччі. Валовий внутрішній продукт і комфортність життя кореляційно визначаються електроспоживанням, продуктивність праці – електроозброєністю.

Ефективність використання електроенергії – найважливіша частина забезпечення енергетичної безпеки країни. Електрики-споживачі, вирішуючи проблеми електропостачання, повинні відштовхуватися від ряду об’єктивних факторів, на які буде спиратися державна політика енергопостачання. Це, перш за все, неминучий ріст цін на енергоносії. Вони будуть зростати на (15-20)% на рік.

Енергозбереження і поглиблення електрифікації визначають обширною сферою економіки – електрикою. Ефективність і інтенсифікація загального виробництва багато в чому визначається електрикою. Кожний електрик має володіти знаннями, які дозволять йому оцінювати рішення і результати. Знання інженера – електрика – спеціаліста по електропостачанню – визначаються колом його діяльності: на виробництві він може піднятися до головного електрика (енергетика) підприємства, в інвестиційному інституті – до начальника відділу (головного інженера проекту), у ВНЗ – до професора, у конструкторському бюро – до генерального конструктора. На кожній сходинці адміністративного і професійного росту необхідно вирішувати різні задачі, спочатку окремі і масові (наприклад, вибір перерізу дроту до приймака 0,4 кВ), а потім загальні або спеціальні. Наприклад, вирішення схеми електропостачання цеху, виробництва, заводу на перспективу, включаючи керування електропроводом великої одиничної потужності, електротермічними та специфічними електроприймачами.

В умовах неповноти і невизначеності вхідних даних спеціаліст має вміти розробляти і приймати рішення, що визначають як кожний елементи, так і систему електропостачання.

На сьогоднішній день найбільшу економію дає не оцінка цих окремих рішень, яка необхідна, а менеджерський підхід, що оцінює результат побудови, функціонування і розвитку в цілому підприємства, виробництва, цеху та їхньої підсистеми – електричного господарства.

До найважливіших проблем електрики, які підлягають рішенню, варто віднести: інформаційне забезпечення спеціалістів – електриків для ефективного менеджменту; визначення параметрів, включно з електричними навантаженнями і оптимізацією електричного господарства по рівням ієрархії; організацію обліку витрат електроенергії від агрегату (виділеної адміністративної, територіальної або технологічної одиниці) до підприємства, енергозбереження; забезпечення надійного електропостачання, достатньої компенсації реактивної потужності на всіх рівнях електропостачання, якість електроенергії у електроприймачів; забезпечення групового та одиничного само запусків електродвигунів; розширення кола частотного приводу; керування структурою встановленого обладнання з ціллю його уніфікації, формулювання вимог до електропромисловості, покращення організації електроремонту.

Необхідно зрозуміти основні закони й закономірності побудови, функціонування і розвитку систем електропостачання споживача, усвідомити особливості власне електрики як реальності і науки, представити її місце у ряді інших електротехнічних дисциплін.

1 Розробка схеми електропостачання заводу торгового машинобудування

1.1 Розрахунок електричних навантажень підприємства, що проектується

В табл. 1.1 наведені початкові дані для проектування схеми електропостачання.

Таблиця 1.1 – Початкові данні проектованого підприємства

Найменування об’єкту	Р_вст, кВт
Деревообробний	500
Цех збірки	350
Малярний	200
Інструментальний	980
Цех заготівки	100
Склад	60
Механічний	2500
Котельна	1200
Компресорна	60
Ремонтний	400
Всього	6350

Першим етапом проектування системи електропостачання є визначення електричних навантажень. За значенням електричних навантажень вибирають і перевіряють електрообладнання системи електропостачання, визначають втрати потужності та електроенергії. Від правильної оцінки очікуваних навантажень залежать капітальні витрати на систему електропостачання та експлуатаційні витрати, надійність роботи електрообладнання.

При проектуванні системи електропостачання або аналізі режимів її роботи споживачі електроенергії (окремий приймач електроенергії, група приймачів, цех або завод в цілому) розглядають як навантаження. Розрізняють наступні види навантажень: активну потужність Р, реактивну потужність Q, повну потужність S і струм I .

1.1.1 Класифікація методів розрахунку електричних навантажень

У практиці проектування систем електропостачання застосовують різні методи визначення електричних навантажень, які поділяють на основні і допоміжні. У першу групу входять методи розрахунку за:

1) встановленої потужності і коефіцієнту попиту;

2)середній потужності і відхилення розрахункового навантаження від середнього (статистичний метод);

3)середній потужності і коефіцієнту форми графіка навантажень;

4)середній потужності і коефіцієнту максимуму (метод впорядкованих діаграм).

Друга група включає в себе методи розрахунку за:

5)питомим витратам електроенергії на одиницю продукції при заданому обсягу випуску продукції за певний період часу;

6)питомим навантаженням на одиницю виробничої площі.

Застосування того або іншого методу визначається допустимою похибкою розрахунків. При проведенні укрупнених розрахунків,зокрема на стадії проектного завдання користуються методами, що базуються на даних про сумарну встановлену потужність окремих груп приймачів – відділення, цеху, корпусу. Методи, засновані на використанні даних про одиничних приймачів відносять до найбільш точних. Розглянемо ці методи розрахунку електричних навантажень і встановимо область їх застосування.

1.1.2 Основні методи розрахунку електричних навантажень

I По встановленій потужності і коефіцієнту попиту

Для визначення розрахункових навантажень за методом коефіцієнта попиту необхідно знати встановлену потужність 12PРЅРѕРј"> групи приймачів і коефіцієнти потужності cosφ і попиту 12KРї"> даної групи, які визначаються за довідковими матеріалами.

Розрахункове активне 12PСЂ"> , реактивне 12QСЂ"> і повне 12SСЂ"> навантаження групи однорідних по режиму роботи приймачів визначають за формулами:

12PСЂ"> = 12KРїв€™PРЅРѕРј"> ; (1.1)

12QСЂ"> = 12PСЂ"> 12в€™"> tg φ, (1.2)

12SСЂ=PСЂ2+QСЂ2"> (1.3)

де 12KРї"> – коефіцієнт попиту характерного виробництва, прийнятий з довідника [1];

tg φ – відповідає характерному для даного виробництва cos φ , визначуваному з тих же довідкових матеріалів.

Розрахункове навантаження всього проектованого підприємства визначається підсумовуванням розрахункових навантажень окремих цехів з урахуванням коефіцієнта навантаження = 0.95.

Тоді:

(1.4)

де n – кількість цехів на території проектованого підприємства.

Повна розрахункова потужність кожного цеху визначається як:

S_pi= 12PСЂi2+ QСЂi2"> (1.5)

де i – номер цеху системи електропостачання підприємства.

II Статистичний метод

Статистичний метод ґрунтується на вимірюванні навантажень ліній, що живлять характерні групи електроприймачів, без звернення до режиму роботи окремих електроприймачів і числовим характеристиками індивідуальних графіків.

Запропонований метод Б.В. Гнеденко, не розглядає поведінки показників, коефіцієнтів і чинників, що впливають на них, а використовує дві інтегральні характеристики: генеральне середнє навантаження Рср і генеральне середнє квадратичне відхилення , де дисперсія DP береться для того ж інтервалу усереднювання.

Максимальне навантаження визначається за формулою

12PРј=PСЃСЂ+"> b 12Пѓ"> , (1.6)

де b - статистичний коефіцієнт, що залежить від закону розподілу і прийнятої ймовірності перевищення графіка навантаження Р(t) рівня 12PРј"> :

12Пѓ=PСЌ2-PСЃСЂ2 =DPРј"> , (1.7)

або ввівши коефіцієнт форми:

12KС„=PСЌPСЃСЂ ,"> (1.8)

12Пѓ=PСЃСЂKС„2-1"> . (1.9)

Так як стандарт групового графіка безпосередньо залежить від коефіцієнта форми, то виявляються вади, пов’язані з необхідністю мати дані по графіках навантаження. Для відмови від графіків проводять вимір (запис) максимальних навантажень щодня за квартал (або інші періоди).

Потім методами математичної статистики визначаю 12PСЃСЂ"> (як математичне очікування) і дисперсію (як центральний момент другого порядку). Зазначимо, що такі вимірювання можна провести для діючої системи електропостачання, а необхідність у визначенні s виникає до побудови системи електропостачання.

Значення b найчастіше визначається за правилом трьох сигм:

12 PРј=PСЃСЂВ±3Пѓ"> , що при нормальному розподілі відповідає граничним ймовірностей 0,001 і 0,999. Ймовірності перевищення навантаження на 0,5% відповідає b=2,5, для b=1,65 забезпечується 5 % ймовірність помилки.

III По середній потужності і коефіцієнту форми графіка навантажень

В основі методу лежить рівність розрахункових і середньоквадратичних навантажень. Для груп приймачів з повторно-короткочасним режимом роботи прийняте припущення справедливо у всіх випадках. Воно прийнятно також для груп приймачів з тривалим режимом роботи,коли число приймачів у групі досить велике і відсутні потужні приймачі,здатні змінити рівномірний груповий графік навантажень.

Цей метод може застосовуватися для визначення розрахункових навантажень цехових шинопроводів, на шинах нижчої напруги цехових трансформаторних підстанцій,на шинах РУ напругою 10 кВ,коли значення коефіцієнта форми знаходиться в межах (1-1,2). Розрахункове навантаження групи приймачів визначають з виразів:

12PСЂ= KС„,Р° PСЃСЂ.Рј"> ; (1.10)

12QСЂ= KС„.СЂ QСЃСЂ.Рј "> або , (1.11)

де .

IV Метод впорядкованих діаграм

За цим методом розрахункове активне навантаження приймачів електроенергії на всіх щаблях живильних і розподільних мереж включаючи трансформатори й перетворювачі визначають за середньої потужності і коефіцієнта максимуму з виразу

120M8R4KGxGuEAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAPgADAP7/CQAGAAAAAAAAAAAAAAABAAAAAQAAAAAAAAAA EAAAAgAAAAEAAAD+////AAAAAAAAAAD///////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// ///////////////////////////////////////////////////////////////////////////9 /////v////7///8EAAAA/v////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// /////////////////////////////////////////////////////////////////////////1IA bwBvAHQAIABFAG4AdAByAHkAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAWAAUA//////////8BAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAFADf9Wb9c4B AwAAAEACAAAAAAAAXwAxADQANAA4ADEAOAA3ADcAOAA5AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAABgAAgH///////////////8AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAMgIAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAP///////////////wAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA//////// ////////AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAQAA AAIAAAADAAAABAAAAAUAAAAGAAAABwAAAAgAAAD+//////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////8ADAAA eJztVU1rE1EUPfe9qWgaq4liQVQGV1bKYFpqCLQFnURQtClRROyi1mJg+pExHxV0UcVAceneVX+C irgTceOudqELd/UXuFFcNeN9kzdhGLBOxE1pTriTd9/HnHfeu/fO5qfU1vrL498QwSQkWt4B7Av1 kTYfhwGh/ZbneUG318Ouwjaboe8wsB72Dkpw+deAiQIq/F/Dw2gp2BHH0NfJeVUPxIbw+9+3hy+F 507Lx19e/Nwgye0nFNSUIpZwryvOMBIQFNYTd91RBPw261/Gfd7HXSx0zZ9mfiVFaYrLr+aXdVtq 3st8+mXeyb/wK16jC36116Cut/S9Bbnfp9s97A1wLIr9kfhY4SpQ55ys4wzGMASL/YYfsSc6cw5i E4M0wLHf8mSiHXvR3B/kxzVnvubW3XLDLFRX5hqOWzFHrXNI8lD+eqcP/ewHjjWKH7lX1fCOBugW RvBmSOCU/bFm4vZUNpe/sJqxSiqaic3A93dqTJnK7UecTy5mMc/PsJ5sRI9SJDD84Ypm2nq9iOHP TjtPiGQiQfIkgdLNachDhH5uTRjp5iTbuCGeWkg3bxpIQU1xINYmIJ5lfK/CpyTWUqcj5/YLV6mt Zz0rcdb+uuDryRR8PTe4Yo5rPWpM2U56cn+4nySO0AwlqcQ8eA5sX3x7R/EUZ+3i6oiVL9rAeeYp oMrvm+P1Dr+5wt+BKe09iFWVTT69cDzFWAJVq8p/nRUf3fL/b+xm/t/OqW1BAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAISKUQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAALSKUQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAOSKUQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAABSLUQQA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAESLUQQAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAHSLUQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAKSLUQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAANSLUQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAASMUQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA PСЃСЂ.Рј=KРј.Р°KРё.Р°H4sIAAAAAAAEC5VSO0sDQRCenbsYcwnkgYWIkGBhZ9AD0Ua4SrBQxKTXCCcG8hASIlcIqa0SS3+C nQhWFgFBQWNhJXZp7DQP7Ax6zuydKfKAOMXdzO7M932zMy9Pd+cgzfAYqvCxG9oVQI5yJgAQZuWt h74+ZJc9FHQlPYG2bUsvLqbdM38vL4CGangidD4/EYQZoFyb8CmukXfplnYUAL+bE4DNVPEwaR2Z AA3J3cXaN12SVZgUVYRQwsru5zNQyoW1DixnYKoTgYuN+5JRfSipwYOoSokLlD1Jf117xRXg0jeL e+lijDSwDeJVvdr1nj4KTwDjtnu4LeVW4q4N4DIb60yms2YhtmUex3by2VRupE4HV7h6v+BR4uYs R39LKcg4PYynPj5Pv/4Gnqis9MrisetaA5+RRgEfzXfTeanyD4VkFTnv8Zmoe6pqU5XTQRnDyEzb zSET+MdL9XfQUnSpbKnp8DRwXXYUb2rExjunyZ1jbnC3KQReGd3wltYF4lzCKhTNLER5c4AqVuHU KaCExc+I7IW36a8nfiOAX8wJAJE6AwAA "> (1.12)

Значення коефіцієнта максимуму залежить від коефіцієнта використання 12KРё.Р°"> для даної групи приймачів і ефективного числа приймачів 12nРµС„"> . Під ефективним числом приймачів групи різних по номінальній потужності і режиму роботи приймачів розуміють кількість однорідних по режиму роботи приймачів однакової потужності що зумовлює те ж розрахункове навантаження,що і ця розглянута група різних по номінальній потужності і режиму роботи приймачів.

120M8R4KGxGuEAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAPgADAP7/CQAGAAAAAAAAAAAAAAABAAAAAQAAAAAAAAAA EAAAAgAAAAEAAAD+////AAAAAAAAAAD///////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// ///////////////////////////////////////////////////////////////////////////9 /////v////7///8EAAAABQAAAP7///////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// /////////////////////////////////////////////////////////////////////////1IA bwBvAHQAIABFAG4AdAByAHkAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAWAAUA//////////8BAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAFDlg9Wb9c4B AwAAAIAEAAAAAAAAXwAxADQANAA4ADEAOAA3ADcAOQAwAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAABgAAgH/////AgAAAP////8AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAANQIAAAAAAABfADEANAA0ADgAMQA4ADcANwA5ADEAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAGAACAP///////////////wAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAkAAAA0AgAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA//////// ////////AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAQAA AAIAAAADAAAABAAAAAUAAAAGAAAABwAAAAgAAAD+////CgAAAAsAAAAMAAAADQAAAA4AAAAPAAAA EAAAABEAAAD+//////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////8ADAAA eJztVU1oE0EU/t7sVmoaaxPFgqgsnmyRxbTUEGgLdhNB0aZEEWkPtZYGttqs+amghyIGSo/ePfXm VVG8iYggXmovHrzpwXMvFU/N+mYzG5aF1o14Kc0X3mbe/Ow338x7bze/JL6vvzz5AyGMQ0PDPYxD gT5S5qEPEMpvuK7rd7sd7CvssOnqDn3r4OCgAId/NRjIocT/FTwKl4I9cQJdrZyX9UBsCK//fXP4 cnDu1M/61+e/Nkjj9hPya0oe97HQFmcQMQgK6om67jh8fov1L+EB7+MuFtvmTzK/lCI1ReWX84uq rSneK3z6Rd7Jv/BLXr0NfrlXv6431L35ud+l2h0cDHAsiu5QfCxzFahyTlZxDiMYgMl+zYvYU605 R7CJfurl2G+4WqwZe+Hc7+fHdXu+4lSdYs3IlZfnarZTMobNC4jzUPZGqw897PuOOYztzKtycEe9 dBtDeDMgcMb6VDEwPZnOZC+tpMyCjGZi07H1To5Jk7n9mPPJwSzm+RnUkw7pkYoEzn+4qphevL6H j5/tZp4QabEYaacJlKxPQTtK6OHWmJ6sj7ON6uKpiWT9lo4E5BQbYnUMYi3leSU+JbGaOBs6t9+4 Rk0962kNg9a3RU9PKufpuckVc1TpkWPS9tKT2eV+4jhGMxSnAvPgGbAz8faO5MnPWvmVITObt4CL zJNDmd83x+ttfnOJvwOTynsYqSobfHrBeIqwBLJWFf86Kzra5f/f2M/8fwCXpW59AAAAAAAAAAAA AAAADAAAeJztVc9rE0EU/t7sVto0rTaKBVFZPLUii0mpIdAW2k0EUZuSioge2lqNbLXZ5kcFPRQh UHr07ql/gqJ4E/Hire3Fgzc9ePaieGq2bzazYVlo2UgvpfnC28ybH/vNN/Pe253tgR+bb8/9RAgT 0NBwe3Ai0EfKPJwChPIbruv63W4HRwq7bLq6Q986OD4owOFfDQZyKPF/BS/CpeBAnEVXK+dlPRBb wuv/3By+Hpw786v+7c3fLdK4/Yr8mpLHMzxuizOIGAQF9URddwY+v8X6l7HC+3iIpbb5E8wvpUhN Ufnl/KJqa4r3Bp9+kXfyP/ySV2+DX+7Vr+sNdW9+7nepdgfHAxyLojsUH6tcBaqck1UMYRTDMNmv eRF7vjWnDzsYpH6O/YarxZqxF879QX7cthcrTtUp1oxceXWhZjslY8S8ijgPZWdbfehl33fMEfzJ vCsHd9RP95DCh2GBi9bXioH70+lMdnItaRZkNBObjt+f5Jg0mdsvOZ8czGGRn0E96ZAeqUjgypeb iqn7/VM82rabeUKkxWKkXSBQoj4D7aRAL7fG9UR9gm2M7a4OEhspOZ1HbIj1cYiNpOeV+JjE+sCl oJI+/MMtaurZTGu4bH1f8vQkc56eO1wxx5QeOSbtID2Zfe4njtP0gOJUYB68BnanPs5LnvyclV9L mdm8BVxjnhzK/L4FXm/zm0v8HZhW3vNIVdng0wvGU4QlkLXqSZSJEdEu/2HjKPPvAWP3bWQAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAMSMUQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAPSMUQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA= nРµС„=H4sIAAAAAAAEC5VSP0gCYRR/37uz8hRSp4iGo6EtIQmKInBtKCTdy+AiwVNDMa7JLWiyxqbmnKK1 QYgKyuZoO4K2UmtM6nrvO3PwD9iDu3vvvvd+v9/73nt6vD0Fabonqgovu7lNAeQoJwIAYUqeeujt RXbZQ0FH0hPoOI70wmKi/c/XyfNjVNU9Ifo/MzIOk0C5DkCA4ip5F/TYKsCHAuBr5/hhLVnYTVg5 A8CW3C2sftMhWZlJUUUIxC1zO5uGYjKoHZzNpyFmh+B89a4YPb4vfgZ3KgQKs5Q9Rt+I9owLwKWv FvfSQp00sPXiLQe1w62BeAIYt9nBbSjXEnelB5fZWGciZRp5fd3Y1zeyZjIzUKeLK9p6v+BB4mYs V39Dycs41Y+nNjxPt34b91RWemnx2COajTdIo4D3+pvh3lTph0Kyspz38EzUPVU1qcrtoIRBZKZY vc8E/nFT3R00lIhUNld3eWxckh2F6xqx8c5pcueYG9rbFIBRGV3xltYE4nTcyhcMEyq8OUAVi3Dk FlBC+iUke+Ft+uuJ7wjgF7WpdXA6AwAA 2H4sIAAAAAAAEC5VSPUjDUBC+d4k/TQs2HaSIQ3FwUzAgughdHZRiO4sVIhaaVmipZOvsYl2dnJ0U V4eKqKB1UhC3ILhpW1eLxruXtB3aQj3Iy917d99979738nh7DNIcNa6KALtnmwLIUQ4EAMK0PB2h NYDssoeCjqQn0HVd6c2LqL8X7OSFMK46aoT2Z0cnYAoo1wUIU1wl75y+ExXgSwEI+jkhWEsXd1P2 ngngyN4trP7QIVmFm6KKEE7a1nY+C6VDXXuCxSwknAicrt6V4kf3JT2yEyVQmKPscfob2isuAZe+ 23yXFsaIA1sv3pWuHW0Zg/AEMG6zg9tQriXuSg8ud2OeqYxlFmLr5n5sI2+lcwN5erjC5/sNDxI3 Z3v8G0pBxpl+fWrD9+ny52c2NAdvkDt/1j8uvMmUfykkq8j3HR6ZbktVTaryGJdRR55Bot5n4v+Y TJdxexKGZLZQ9+JnMalwH6Ou0coa06TGeA989YRhTEaXrMqaQJxJ2oWiaUGUlQJUsQysdM+ybxF5 F1ZP+04kT7I/KS5H3ioDAAA= "> (1.13)

Коефіцієнт максимуму можна визначати за кривими або за таблицею.

Розрахункове реактивне навантаження за цим методом приймають рівним:

при 12nРµС„в‰¤10 "> 12QСЂ=1,1QСЃСЂ.Рј"> ;

при 12nРµС„>10 "> 12QСЂ=QСЃСЂ.Рј"> .

У методі впорядкованих діаграм прийнята допустима для інженерних розрахунків похибка, що дорівнює 10 %. Однак практика застосування цього методу обумовлює похибку (20-40) % і тому його застосування вимагає ретельного аналізу вихідних даних і результатів розрахунку.

Враховуючи, що в завданні у якості окремих елктроприймачів задані цеха, розрахунок необхідно проводити за методом коефіцієнта попиту, який оснований на середньостатистичних графіках навантаження для різних типів виробництв.

1.1.3 Розрахунок навантажень методом коефіцієнта попиту

Розрахункове навантаження цеху проектованого підприємства визначаю виходячи з таких виразів:

12PСЂ"> = 12KРїв€™PРІСЃС‚"> (1.14)

12QСЂ"> = 12PСЂ"> 12в€™"> tg φ (1.15)

Повна розрахункова потужність кожного цеху визначається

12SСЂi"> = 12PСЂi2+ QСЂi2"> (1.16)

Розрахункове навантаження всього проектованого підприємства 12SСЂв€‘"> визначається підсумовуванням розрахункових навантажень окремих цехів з урахуванням коефіцієнта навантаження 12KСЂ"> = 0.95.

(1.17)

Виконавши розрахунки по даним формулам, всі отримані дані занесли в табл. 1.2

Таблиця 1.2 - Результати визначення розрахункових навантажень

Найменування об’єкту	Р_вст, кВт	, кВт	12QСЂ,"> кВАр	12SСЂ,"> кВА	12KРї">	12KРІ">	cos φ	tg φ
Деревообробний	500	215	245	326	0,43	0,33	0,66	1,14
Цех збірки	350	35	61	70	0,1	0,06	0,5	1,73
Малярний	200	160	120	200	0,8	0, 73	0,8	0,75
Інструментальний	980	157	359	392	0,16	0, 14	0,4	2,29
Цех заготівки	100	40	53	67	0,4	0,35	0,6	1,33
Склад	60	18	31	36	0,3	0,2	0,5	1,73
Механічний	2500	500	866	1000	0,2	0,16	0,5	1,73
Котельна	1200	840	630	1050	0,7	0,65	0,8	0,75
Компресорна	60	45	34	56	0,75	0,7	0,8	0,75
Ремонтний	400	140	105	175	0,35	0,35	0,8	0,75
Всього (врах. 12 KСЂ"> )	6350	2043	2379	3203

1.2 Вибір схеми зовнішнього електропостачання

Система зовнішнього електропостачання включає в себе схему електропостачання і джерела живлення підприємства. Основними умовами проектування раціональної системи зовнішнього електропостачання є надійність, економічність і якість електроенергії в мережі.

Економічність визначається приведеними витратами на систему електропостачання. Надійність залежить від категорії споживачів електроенергії і особливостей технологічного процесу, неправильна оцінка яких може привести як до зниження надійності системи электротропостачання так і до невиправданих витрат на зайве резервування.

При проектуванні, як правило, розробляється кілька варіантів, найбільш доцільний з яких визначають в результаті техніко-економічного зіставлення.

1.2.1.Вибір джерел живлення

Основними джерелами живлення електроенергії промислових підприємств є електричні станції та мережі районних енергосистем. За наявності особливих груп споживачів електроенергії а також у разі значної відстані або недостатньої потужності основного джерела живлення споруджують власну електростанцію підприємства. Потужність власного джерела залежить від його призначення і може змінюватися в широких межах. На підприємствах зі значним споживанням тепла в якості власного джерела живлення споруджують теплову електростанцію ТЕС.

Найбільш раціональним місцем розташування власного джерела живлення підприємства є центр електричних навантажень ЦЕН. У разі збігу ЦЕН з місцем розташування технологічних об'єктів або комунікацій джерело живлення розміщують з максимально можливим наближенням до центру навантажень.

Для споживачів електроенергії, що належать до I категорії відповідно до ПУЕ передбачають не менше двох незалежних джерел живлення. Незалежним джерелом живлення називають джерело живлення приймача чи групи приймачів електроенергії на якому напруга для післяаварійного режиму не знижується більш ніж на 5 % порівняно з нормальним режимом роботи при зникненні його на іншому або інших джерелах живлення цих приймачів. До числа незалежних джерел живлення відносять дві секції або системи шин однієї або двох електростанцій і підстанцій при одночасному дотриманні наступних двох умов:

1) кожна секція або система шин, у свою чергу, має живлення від незалежного джерела живлення;

2) секції (системи) шин не пов'язані між собою або мають зв'язок, який автоматично вимикається при порушенні нормальної роботи однієї секції (системи) шин.

Розподіл навантаження між джерелами живлення підприємства здійснюють з урахуванням потужності, віддаленості і економічності джерела живлення, а також сезонності роботи підприємства. В якості резервних доцільно використовувати малопотужні і віддалені джерела живлення.

Вибір схеми зовнішнього електропостачання

При проектуванні схеми електропостачання підприємства разом з надійністю і економічністю необхідно враховувати такі вимоги як характер розміщення навантажень на території підприємства,споживану потужність та наявність власного джерела живлення.

Залежно від встановленої потужності приймачів електроенергії розрізняють об'єкти великої (75-100 МВт і більше), середньої (від 5-7,5 до 75 МВт) і малої (до 5 МВт) потужності. Для підприємств малої і середньої потужності, як правило, застосовують схеми електропостачання з одним прийомним пунктом електроенергії( ГПП, ГРП, РПП). Якщо є споживачі I категорії то передбачають секціонування шин приймального пункту і живлення кожної секції по окремій лінії.

Так як встановлена потужність приймачів нашого заводу становить 12Р РІСЃС‚"> =6,35 МВт, то він відноситься до підприємств середньої потужності і можна застосувати схему електропостачання з одним прийомним пунктом.

Схеми з двома і більше приймальними пунктами застосовують на підприємствах великої потужності з переважанням споживачів I категорії при наявності потужних та відокремлених груп приймачів електроенергії при розвитку підприємства етапами коли живлення другої черги економічно доцільно виконувати від окремого приймального пункту електроенергії, а також у тих випадках коли приймальні пункти виконують одночасно функції РП та їх встановлення економічно доцільною.

Промислове підприємство має в наявності споживачів першої і другої категорії надійності електропостачання, які повинні споживатись на менш ніж по двох лініях від двох незалежних ДП .

У зв'язку з тим,що відстань до підстанції становить 12 км, а потужність підприємства становить 3203 кВА, то в якості напруги підприємства вибрано 35 кВ і буде встановлена ГПП з двома трансформаторами

1.2.2 Визначення економічного значення реактивної потужності

Одним з основних питань, що вирішуються при проектуванні і експлуатації систем електропостачання промислових підприємств, є питання про компенсацію реактивної потужності. Передача значної кількості реактивній потужності з енергосистеми до споживачів нераціональна з наступних причин: виникають додаткові втрати напруги в живлячих мережах і додаткові втрати активної потужності і енергії у всіх елементах системи електропостачання, у т.ч. і в мережах енергосистеми, обумовлені завантаженням їх реактивною потужністю, знижується пропускна здатність ЛЕП.

Компенсація реактивної потужності з одночасним поліпшенням якості електроенергії безпосередньо в мережах промислових підприємств є одним з основних напрямів скорочення втрат електроенергії і підвищення ефективності електроустановок підприємств. Значення реактивної потужності електричної мережі промислового підприємства визначається параметрами і режимом роботи мережі, а також її устаткуванням. Тому компенсуючі пристрої слід проектувати одночасно з рештою елементів електричної мережі промислового підприємства з урахуванням вимог енергосистеми по забезпеченню технічних і економічних показників.

12tg П†РµРє"> =0,25

12PСЂ"> =2043 кВт.

Економічне значення реактивної потужності 12QСЂ РµРє"> споживаної з мережі енергосистеми в години великих навантажень :

12QСЂ РµРє"> = 12PСЂ"> ∙ 12tg П†РµРє"> =2388∙0,25=511 кВАр. (1.18)

1.2.3 Вибір числа та потужності силових трансформаторів ГПП підприємства

Вибір числа і потужності силових трансформаторів ГПП промислового підприємства повинен бути технічно і економічно обґрунтованим, оскільки він робить істотний вплив на раціональну побудову схем електропостачання.

Критеріями при виборі трансформаторів є надійність електропостачання і споживана трансформаторна потужність.

Найчастіше ГПП промислових підприємств виконуються двохтрансформаторними (за умовами надійності). Однотрансформаторні ГПП допустимі тільки за наявності централізованого резерву трансформаторів і при поетапному будівництві ГПП. Установка більше двох трансформаторів можлива у виняткових випадках, наприклад, коли потрібно виділити різкозмінні навантаження і живити їх від окремого трансформатора; при реконструкції ГПП, якщо установка третього трансформатора економічно доцільна.

Вибір номінальної потужності трансформаторів ГПП залежно від початкових даних може здійснюватися по графіку навантажень підприємства або по повному розрахунковому навантаженню підприємства в номінальному режимі роботи, з урахуванням режиму енергозабезпечуючої організації (тобто енергосистеми) по реактивній потужності. У післяаварійному режимі (при відключенні одного трансформатора) для надійного електропостачання споживачів передбачається їх живлення від трансформатора, що залишився в роботі. При цьому частина навантаження трансформатора може бути відключена.

Енергосистема задає для проектованих і діючих підприємств значення оптимальної реактивної потужності 12QСЂ РµРє"> переданої з енергосистеми в мережу підприємства в період великих навантажень енергосистеми.

Якщо енергосистема не забезпечує повністю реактивною потужністю, у вказаний період, то на підприємстві повинні бути встановлені КУ.

Повна розрахункова потужність, яка повинна передаватися трансформаторам ГПП, дорівнює:

12SСЂ РіРїРї"> = 12PСЂ2+ QСЂ РµРє2"> = 1220432+5112"> =2106 кВА. (1.19)

Оскільки на ГПП встановлюється два трансформатори, то номінальна потужність кожного з них визначається з умови:

12SС‚СЂ.РіРїРїв‰ҐSСЂ РµРєРљР·в€™n"> (1.20)

12SС‚СЂ.РіРїРїв‰Ґ21060,7*2 "> =1504 кВА.

Приймаємо 12SС‚СЂ.РіРїРї=1,6 РњР’Рђ.">

В аварійних умовах трансформатор, що залишився в роботі, повинен бути перевірений на допустиме перевантаження з урахуванням можливого відключення споживачів третьої категорії:

12SСЂРіРїРїв‰¤1,4в€™SРЅРѕРј.С‚СЂ."> (1.21)

12SСЂРіРїРїв‰¤1,4*1600в‰¤2240 РєР’Рђ">

Дані обраного трансформатора наведені у табл. 1.3

Таблиця 1.3 – Параметри трансформатора

Тип	S, кВА	12uРІРЅ">	12uРЅРЅ">	12Р РєР·"> , кВт	12Р С…С…"> , кВт	12IС…С…"> , %	12uРєР·"> , %
ТМ-1600/35	1600	35	10,5	16,5	2,75	1,3	6,5

1.3 Вибір схеми внутрішнього електропостачання

Як зовнішнє так і внутрішнє електропостачання споживачів електроенергії здійснюється за допомогою радіальних, магістральних і змішаних схем живлення.

Радіальними вважають такі схеми, в яких електроенергію від ДП передають безпосередньо до ПС, без відгалужень на шляху для живлення інших споживачів. Магістральними вважаються такі схеми, в яких електроенергію від ДП передають до ПС, споживача не безпосередньо, а з відгалуженнями на шляху для живлення інших споживачів. Як правило, магістральні схеми забезпечують приєднання 5 - 6 ПС. Такі схеми характеризуються зниженою надійністю, проте мають менше число відключаючих апаратів, дають можливість більш раціонально скомпонувати споживачів. Підвищену надійність живлення забезпечують магістральні схеми, сполучені по схемі подвійних транзитних ліній. У таких схемах при пошкодженні будь-якої з живлячих магістралей вищої напруги живлення здійснюється по другій магістралі шляхом автоматичного перемикання споживачів на секцію шин нижчої напруги трансформатора, що залишився в роботі.

За радіальною схемою живляться, зазвичай, крупні і відповідальні споживачі електричної енергії. Середні і дрібні споживачі живляться за магістральними схемами.

Комплекс основних питань при проектуванні систем електропостачання промислового підприємства разом з вибором загальної схеми живлення включає вибір раціональної напруги для схеми, оскільки останніми визначаються параметри ліній електропередачі і обираного електроустаткування ПС і мереж, а отже, розміри капіталовкладень, витрати кольорового металу, втрати електроенергії і експлуатаційні витрати. Як основну для внутрізаводських розподільних мереж, в більшості випадків, доцільно використовувати напругу 10 кВ.

Кількість цехових трансформаторних ПС (ЦТП) безпосередньо впливає на витрати на розподільні пристрої (РУ), напругою 6 – 20 кВ і внутрізаводські і цехові розподільні мережі. Так, при зменшенні числа ЦТП (тобто при збільшенні їх одиничної номінальної потужності) зменшується число осередків РУ, сумарна довжина ліній і втрати електроенергії і напруги в мережах 6 – 20 кВ, але при цьому зростає вартість мереж напругою 0.4 кВ і втрати в них. Збільшення числа ЦТП, навпаки, знижує витрати на мережі 0.4 кВ, але збільшує число осередків РУ 6 – 20 кВ і витрати на мережі напругою 6 – 20 кВ. При деякій кількості трансформаторів з номінальною потужністю 12SРЅРѕРј.С‚."> досягають заданого ступеня надійності електропостачання.

Для зручності експлуатації схеми електропостачання слід прагнути вибирати не більше двох стандартних потужностей основних трансформаторів (не враховуючи допоміжних). Це веде до скорочення складського резерву трансформаторів і полегшує заміну пошкоджених трансформаторів. Якщо це здійсненно, то бажана установка трансформаторів однакової потужності. З цією метою необхідно розглянути питання про можливість живлення два або декількох споживачів (цехів, об'єкту) від однієї ЦТП і здійснень живлення крупних споживачів від 2-х - 3-х ЦТП.

В даний час ЦТП виконуються комплектними (КТП), повністю виготовленими на заводах, і, у всіх випадках, коли цьому не перешкоджають умови навколишнього середовища і обслуговування, встановлюються відкрито.

Однотрансформаторні ЦТП рекомендується застосовувати за наявності в цеху приймачів електроенергії, що допускають перерву електропостачання на час доставки складського резерву або при резервуванні, здійснюваному по лініях нижчої напруги від сусідніх ЦТП, тобто вони допустимі для споживачів другої і третьої категорій, а також, за наявності в мережі 380-660 в невеликої кількості (до 20%) споживачів першої категорії. Двохтрансформаторні ЦТП рекомендується застосовувати:

- при переважанні споживачів першої категорії і наявності споживачів «особливої групи»;

- для зосередженого цехового навантаження і об'єктів загальнозаводського призначення, що окремо стоять (наприклад, компресорні і насосні станції);

- для цехів з високою питомою щільністю навантажень.

Залежно від початкових даних розрізняють два методи вибору номінальної потужності трансформаторів ЦТП:

а) по заданому добовому графіку навантаження цеху на характерну добу року для нормальних і аварійних режимів;

б) по розрахунковій потужності для тих же режимів.

1.3.1 Розрахунок кількості трансформаторів ЦТП

Кількість трансформаторів визначається за формулою:

n = 12PСЃРјKР·Р°РіСЂв€™SРЅРѕРј. С‚СЂ "> ; (1.22)

; (1.23)

; (1.24)

, (1.25)

де Р_ЗМ,Q_ЗМ,S_ЗМ - активна, реактивна и повна потужності відповідно за найбільш навантажену зміну.

Виконавши розрахунки за даними формулами, всі отримані дані занесли в табл. 1.5.

Отже ми маємо встановити 5 трансформаторів потужністю 12 SРЅРѕРј.С‚.="> 630 кВА.

В табл. 1.4 приведені дані обраного трансформатора.

Таблиця 1.4 – Параметри трансформатора

Тип	S, кВА	12uРІРЅ">	12uРЅРЅ">	12Р РєР·"> , кВт	12Р С…С…"> , кВт	12IС…С…"> , %	12uРєР·"> , %
ТСЗ-630/10	630	10,5	0,4	7,3	2	1,5	5,5

1.3.2 Розподіл навантажень по ЦТП

Від ЦТП №1 живлення отримуватимуть деревообробний цех, інструментальний цех, механічний цех та компресорна.

ЦТП 1:

12SСЂ.С†С‚Рї1=PР·Рј.С†С‚Рї12+QР·Рј.С†С‚Рї12=7442+12272=1435 РєР’Рђ"> (1.26)

Від ЦТП №2 живлення отримуватиме котельна.

ЦТП 2:

12SСЂ.С†С‚Рї2=PР·Рј.С†С‚Рї22+QР·Рј.С†С‚Рї22=7802+5852=975 РєР’Рђ."> (1.27)

Від ЦТП №3 живлення отримуватимуть цех збірки, малярний цех, цех заготівки, склад та ремонтний цех:

ЦТП 3:

12SСЂ.С†С‚Рї3=PР·Рј.С†С‚Рї32+QР·Рј.С†С‚Рї32=3542+3192=477 РєР’Рђ."> (1.28)

Проведені розрахунки навантажень на ЦТП занесені в табл. 1.5

Таблиця 1.5 12-"> Розподіл навантажень по ЦТП

Найменування об’єкту	12Р РІСЃС‚"> , кВт	12KРІ">	tg φ	12PР·Рј"> , кВт	12QР·Рј"> , кВАр	12SР·Рј"> , кВА	№ ЦТП	12Р Р¦РўРџ"> , кВт	12QР¦РўРџ"> , кВт	12SР¦РўРџ"> , кВт
Деревообробний	500	0,33	1,14	165	188	250	1	744	1227	1446
Інструментальний	980	0, 14	2,29	137	314	343
Механічний	2500	0,16	1,73	400	693	800
Компресорна	60	0,7	0,75	42	32	53
Котельна	1200	0,65	0,75	780	585	975	2	780	585	975
Цех збірки	350	0,06	1,73	21	36	42	3	354	319	482
Малярний	200	0, 73	0,75	146	110	183
Цех заготівки	100	0,35	1,33	35	47	58
Склад	60	0,2	1,73	12	21	24
Ремонтний	400	0,35	0,75	140	105	175

1.4 Вибір та розміщення КП в схемі електропостачання підприємства

Більшість електроприймачів змінного струму окрім активної потужності споживають реактивну, котра необхідна для створення магнітних потоків,що обумовлюють алгоритм їх роботи. Це стосується двигунів, трансформаторів, індукційних печей.

Для створення реактивної потужності не потрібні витрати активної потужності в первинних двигунах генераторів електростанції. Вони покривають тільки втрати активної потужності,які виникають при передачі реактивної.

Тому доцільно генерувати реактивну потужність в КП поряд з місцем її споживання,тобто безпосередньо на промислових підприємствах.

Якщо передавати реактивну потужність від електростанції до споживача,то це призводить до додаткових втрат активної потужності,отже до збільшення втрат напруги.

При передачі такої ж активної потужності зі збільшенням реактивної,зменшується коефіцієнт потужності cos 12П†"> .

Величина коефіцієнта потужності характеризує ступінь використання активної потужності джерела енергії.

Чим більший cos 12П† "> ЕП,тим краще використовуються генератори електричних станцій та їх первинні двигуни (турбіни),трансформатори ПС та електричні мережі.

Чим нижчий cos 12П†"> , тим гірше використовується електричне обладнання ЕС та всіх інших елементів електропостачання.

Так як обмотка трансформатора розраховується із умов допустимого нагріву на визначену силу струму,а механічна частина генератора на визначену активну потужність,то наявність в мережі реактивної потужності,а отже і реактивного току,приводить до таких наслідків:

до недовикористання обмоток генераторів по активному струму, а отже і недовикористанню генераторів по активній потужності,на котру вони розраховані;
реактивна складова струму,проходячи по елементам мережі от генератора до споживача, викликає додаткові втрати потужності,електроенергії та напруги.

Реактивна потужність,споживання якої обумовлено наявністю змінних магнітних полів сама по собі не потребує для ії покриття збільшення потужності первинних двигунів генераторів ЕС. Цим пояснюється можливість компенсації реактивної потужності за допомогою джерел реактивної потужності, підключених в мережу в місцях ії споживання, тим самим розвантажуються генератори ЕС і всі елементи мережі від проходження реактивних струмів.

Задачею компенсації є проведення таких заходів, при здійсненні котрих реактивна потужність, що споживається з мережі була б рівна нулю або близька до нього. Це досягається включенням в ланцюг ємного опору, який являється джерелом або генератором реактивної потужності.

Таким чином, якщо джерело реактивної потужності буде генерувати потужність, яка б дорівнювала споживаному індуктивному навантаженню реактивної потужності, то споживання ії із мережі буде дорівнювати нулю.

1.4.1 Розрахунок втрат в трансформаторах при холостому ході та короткому замиканні

Для ГПП:

12в€†QС…С…= Sв€™Ixx100,"> (1.29)

де S – фактична повна потужність, що передається одним трансформатором ЦТП з шин 10 кВ ГПП на шини 0,4 кВ ЦТП.

12в€†QС…С…=Sв€™Ixx100= 1600в€™1,3100=20,8 РєР’РђСЂ">

12в€†QРє= Sв€™UРє100."> (1.30)

12в€†QРє=Sв€™UРє100= 1600в€™6,5100=104 РєР’РђСЂ.">

Для цехових:

12в€†QС…С…=Sв€™Ixx100=630в€™1,5100=9,45 РєР’РђСЂ.">

12в€†QРє=Sв€™UРє100=630в€™5,5100=34,7 РєР’РђСЂ.">

1.4.2 Розрахунок втрат на підстанціях

Найбільшу реактивну потужність, яку доцільно передавати через трансформатори ЦТП в мережу напругою до 1 кВ, визначають по формулі:

12QС†С‚Рї С–,"> = 12(nв€™KР·в€™SРЅ.С‚)2-Р СЂ.РїРѕР» С–2"> (1.31)

при цьому сумарна потужність КУ НН даного цеху складе:

12QРєРїРЅ i=QС†С‚Рї С–-QС†С‚Рї С–,"> , (1.32)

де 12n"> – число трансформаторів ЦТП; К_З – рекомендований коефіцієнт завантаження;

12 Р СЂ.РїРѕР» С–"> – сумарна повна активна потужність ЦТП.

Найбільша реактивна потужність, яку доцільно передавати через трансформатори ЦТП-1:

12QС†С‚Рї 1,"> = 12(nв€™KР·в€™SРЅ.С‚)2-Р СЂ.РїРѕР» 12=(2в€™0,7в€™630)2-7442"> =474 12РєР’РђСЂ"> .

При цьому сумарна потужність КУ НН для даної ЦТП складає:

12QРєРїРЅ 1=QС†С‚Рї 1-QС†С‚Рї 1,="> 1227-474=753 12РєР’РђСЂ"> .

Приймаємо до встановлення 2 КП потужністю 400 кВАр.

Найбільша реактивна потужність, яку доцільно передавати через трансформатори ЦТП-2:

12QС†С‚Рї 2,"> = 12(nв€™KР·в€™SРЅ.С‚)2-Р СЂ.РїРѕР» 22"> = 12(2в€™0,7в€™630)2-7802"> =412 12РєР’РђСЂ"> .

При цьому сумарна потужність КУ НН для даної ЦТП складає:

12QРєРїРЅ 2=QС†С‚Рї 2-QС†С‚Рї 2,="> 585-412=173 12РєР’РђСЂ"> .

Приймаємо до встановлення 2 КП потужністю 100 кВАр.

Найбільша реактивна потужність, яку доцільно передавати через трансформатори ЦТП-3:

12QС†С‚Рї 3,"> = 12(nв€™KР·в€™SРЅ.С‚)2-Р СЂ.РїРѕР» 32=(2в€™0,7в€™630)2-3542"> =263 12РєР’РђСЂ"> .

При цьому сумарна потужність КУ НН для даної ЦТП складає:

12QРєРїРЅ 3=QС†С‚Рї 3-QС†С‚Рї 3,=319-263=56 РєР’РђСЂ">

Приймаємо до встановлення 1 КП потужністю 50 кВА.

Коефіцієнт завантаження трансформаторів ЦТП

, (1.33)

де - номінальна потужність трансформатора ЦТП.

Коефіцієнт завантаження трансформаторів ЦТП-1

Коефіцієнт завантаження трансформаторів ЦТП-2

Коефіцієнт завантаження трансформаторів ЦТП-3

Сумарні втрати реактивної потужності в трансформаторах ЦТП:

12в€†QС‚С–=(в€†QС…С…"> + 12РљР·2в€™в€†QРє"> ) ∙ n (1.34)

Сумарні втрати реактивної потужності в трансформаторах ЦТП-1:

12в€†QР¦РўРџ1=в€†QС…С…+РљР·2в€™в€†QРєв€™2=(9,45"> + 120,682в€™34,7"> ) ∙ 2 = 51 12РєР’РђСЂ"> .

Сумарні втрати реактивної потужності в трансформаторах ЦТП-2:

12в€†QР¦РўРџ2=в€†QС…С…+РљР·2в€™в€†QРєв€™2=(9,45"> + 120,692в€™34,7"> ) ∙ 2 =52 12РєР’РђСЂ"> .

Сумарні втрати реактивної потужності в трансформаторах ЦТП-3:

12в€†QР¦РўРџ3=в€†QС…С…+РљР·2в€™в€†QРєв€™2=(9,45"> + 120,72в€™34,7"> ) ∙ 1=26.5 12РєР’РђСЂ"> .

1.4.3 Повна реактивна потужність КП ВН

Повна реактивна потужність КП ВН визначається за формулою

, (1.35)

де 12QРµРє-"> економічне значення реактивної потужності споживаної з мережі енергосистеми в години великих навантажень 12:QРµРє=511 РєР’РђСЂ"> ;

12в€†QРіРїРї-СЃСѓРјР°СЂРЅС– РІС‚СЂР°С‚Рё СЂРµР°РєС‚РёРІРЅРѕС— РїРѕС‚СѓР¶РЅРѕСЃС‚С– РІ С‚СЂР°РЅСЃС„РѕСЂРјР°С‚РѕСЂР°С… Р“РџРџ:">

12в€†QРіРїРї=в€†QС…С…"> + 12РљР·2в€™в€†QРє"> , (1.36)

де 12РљР·-"> коефіцієнт завантаження трансформаторів ГПП:

12РљР·"> = (1.37)

120M8R4KGxGuEAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAPgADAP7/CQAGAAAAAAAAAAAAAAABAAAAAQAAAAAAAAAA EAAAAgAAAAEAAAD+////AAAAAAAAAAD///////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// ///////////////////////////////////////////////////////////////////////////9 /////v////7///8EAAAA/v////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// /////////////////////////////////////////////////////////////////////////1IA bwBvAHQAIABFAG4AdAByAHkAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAWAAUA//////////8BAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAPAjDtab9c4B AwAAAEACAAAAAAAAXwAxADQANAA4ADEAOAA3ADcAOQAzAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAABgAAgH///////////////8AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAMAIAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAP///////////////wAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA//////// ////////AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAQAA AAIAAAADAAAABAAAAAUAAAAGAAAABwAAAAgAAAD+//////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////////// //////////////////////////////////////////////////////////////////////8ADAAA eJztVc9r1EAYfZOkoum62lQsSG1jvViR0B/osiCCZlfwYBe2HqQeai0ubLGb7o8W9LCIC549ePPU P0FBvIkI4kVqT4I3/QvqQY/d+CY7WWLAkhUvpfvCl8x8M5M3L/N9X7Y/D33bfHnqO2K4Ah1t/wgO RXxCWYDjgKb6bd/3Q7ffx77CLs1QZxhaHwcHRXi8GrCRR4XPGh7GS8GeOImBbs7LeqBtaYH/XWf4 enTuj7PpLy9+bQmd7ccirCkFPMD9njijMKGJqJ6k604g5HepfxVr3Mc9rPTMb5FfSpGakvLL+SXV 1hXvDX79EnfyL/yS1+iBX+41rOttdW5h7g+odh8HA4xF7XAsPtZZBerMyTrO4SIm4bDfCCJ2tDvn KLYxItKM/bavm53Yi+f+CG83y8s1r+6VGna+ur7UKHsVe9aZQopDufmuD4Pshx1nFj+zr6rRHaXF bczg9aSGMfdjzcbCXCabu9qcdooymgXNwM5bOSZN5vYj5pOHRSzzHtWTiemRijRceL+gmKaaZ/D8 k93JEyF00xR6milrteahHxMYZMs2rNYwbTwwDLEK/TF+mv4x2qihPXFgtSbkHFN7+mHCalUiejYz Os67X1cCPdP5QM8tVszLSo8ck7aXnuxfzieFYXFHpESRPHgG7F57c1fyFBbdQnPGyRVc4BJ58qjy fUtcX+abK/wPzKneRqKqbPPrReMpwRLIWrWRZGJC9Mr/v7Gf+X8DTYtstAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAIS6UQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAALS6UQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAOS6UQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAABS7UQQA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAES7UQQAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAHS7UQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAKS7UQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAAAAAAAAAAAANS7UQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA AAAAAAAAAAS8UQQAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAA РљР·=H4sIAAAAAAAEC6VSMUvDUBC+d0mjTQvWWkGkQ1Bws4iTm1lVdLBdBAcrRCyaVmipZHNwEHWwqz/B 36AgBBSlteLSX+DUpdLNovHuGjoUBMGDvHx379599713rcbDNYjZhq2rKMPEtgIC2paiBdKyG6E1 igwZoaItQQqDIBCUUVNhLDbIi6Ot20aS4nPGGEwD5QZUn/x7QnfsGQBfGkAszInDer6yn/OOHIAO jFL0k6rxCTadvnmi5h5SCGgLmiDUjXCfPTz5ph/ZlXSoIyRyBdcpWxvOsbVZcvNFSH0k4WblsWrX nqun6T2/X1MJ16J5oVkR1lb0mJv9HWA/G/oFdSCVs16fzyI9bMJX/zsfipYO1erztLWaxjxvHj/B otnWlhVdCzRe6k4/8qRWkXt99ZvNYa0URubOeu5u6RCq7+Pm2tnk7K9auU5H4UDzpc7cLX9YEwXh P5ryoinjm1SHJ8CUCWAukLnqYQJGxLvlmakrxJmsV644Lvj8NkAnluBcDvCy0E2GM6DC+0OaULYf llQvNMgCAAA= =21061600в€™2=0,66.">

12в€†QРіРїРї=в€†QС…С…"> + 12РљР·2в€™в€†QРє=20,8+0,662в€™104=66,1 РєР’РђСЂ.">

= 2379 + кВАр

Отже,приймаємо до встановлення 2 КБ потужністю 600 кВАр.

Сумарна потужність КП:

12QРєРїРЅ =2в€™400+2в€™100+50=1050 "> кВАр

12QРєРїРІРЅ =2в€™600=1200"> кВАр

Q_КП = 12QРєРїРЅ "> + 12QРєРїРІРЅ 1050+1200"> = 2250 кВАр

2 КОМПЕНСАЦІЯ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ

Асинхронні електродвигуни, флуоресцентні лампи, індукційні печі, силові, зварювальні і інші спеціальні трансформатори, зварювальні автомати для дугового зварювання на змінному струмі або зварювання контактним опором, котушки контакторів і реле, лінії електропередач споживають разом з активною і реактивну потужність. Реактивна потужність затрачається на створення змінних електромагнітних полів. Як відомо, чим більша реактивна потужність при постійній активній, тим нижче коефіцієнт потужності.

При зниженні коефіцієнта потужності споживачів (при незмінній активній потужності) внаслідок зростання реактивного струму збільшуються втрати електроенергії в мережах, трансформаторах і генераторах. При значному зниженні значення коефіцієнта потужності трансформатори та генератори виявляються настільки завантаженими реактивними струмами, що подальше отримання від них активної потужності стає нереальним. Крім того, при зниженні коефіцієнта потужності збільшуються і втрати напруги в мережах і практично всі показники якості електроенергії за напругою залежать від обсягів споживання реактивної потужності промисловими установками.

Реактивна потужність визначається при синусоїдальній напрузі мережі живлення наступним чином:

- у випадку однофазних навантажень:

, (2.1)

де - коефіцієнт реактивної потужності,

- активна потужність навантаження, а - коефіцієнт потужності;

- у випадку трьохфазних навантажень:

(2.2)

Рівень компенсованої реактивної потужності визначається як різниця реактивних потужностей навантаження підприємства , та потужності, що надається підприємству енергосистемою :

(2.3)

Потреби у реактивній потужності зазвичай перевищують можливості її покриття генераторами на електростанціях, оскільки більша частина промислових навантажень – це споживачі реактивної потужності.

Таким чином компенсація реактивної потужності є важливою складовою частиною комплексу організаційно-технічних заходів з регулювання режимів електроспоживання і обмеження максимумів навантаження на промислових підприємствах.

2.1 Основні споживачі реактивної потужності

Основними споживачами реактивної потужності на промислових підприємствах є:

- асинхронні двигуни – (45-65)%;

- електропечі - 8%;

- напівпровідникові перетворювачі та повітряні електричні лінії – 10%;

- трансформатори всіх ступенів трансформації – (20-25)%.

2.1.1 Сучасні асинхронні двигуни

Сучасні асинхронні двигуни споживають реактивний струм, що складає біля (20-40)% від номінального струму.

Асинхронні електродвигуни споживають, при номінальному навантаженні, реактивну потужність, що визначається за формулою:

12QРЅРѕРј=PРЅРѕРјв€™tgРЅРѕРјО·РЅРѕРј"> , (2.4)

де , - відповідно номінальна потужність (кВт) і ККД двигуна;

- тангенс, що відповідає номінальному значенню двигуна.

Реактивна потужність, що споживається з мережі при холостому ході (кВар), визначається за формулою:

12QРҐРҐв‰€3UР”в€™IРҐРҐ"> , (2.5)

де 12IРҐРҐ"> - струм холостого ходу двигуна, А;

12UР”"> - напруга на зажимах двигуна, кВ.

Для двигунів з 12cosП†РЅРѕРј"> = (0,91 - 0,93) реактивна потужність холостого ходу складає біля 60% реактивної потужності при номінальному завантаженні двигуна. Для двигунів з 12cosП†РЅРѕРј"> = (0,77 - 0,8) реактивна потужність холостого ходу складає біля 70%.

При завантаженнях асинхронного електродвигуна, менше номінального, приріст споживання реактивної потужності в порівнянні з холостим ходом пропорційний квадрату коефіцієнта завантаження двигуна, тоді, реактивна потужність при довільному навантаженні:

12QРђР”=QРҐРҐ+в€†QРЅРѕРјОІ2"> , (2.6)

де 12ОІ=PPРЅРѕРј"> – коефіцієнт завантаження двигуна.

Звідси слідує висновок, що заміна не завантажених двигунів на двигуни меншої потужності буде сприяти зниженню споживання реактивної потужності. Досвід показує, що якщо середнє навантаження асинхронних двигунів по потужності не перевищує 45% номінальної потужності, то їх слід замінити електродвигунами меншої потужності. Якщо навантаження становить (45-70)%, то необхідно провести техніко-економічну перевірку доцільності заміни двигуна на двигун меншої потужності.

В ряді випадків ефективним засобом із зниження споживання реактивної потужності є переключення обмоток недовантаженого асинхронного двигуна з трикутника на зірку. Оскільки при цьому пусковий і обертовий момент зменшуються в 3 рази. Переключення можна виконувати при низькому навантаженні – до 35% номінальної потужності. Переключення завантажених на 25% електродвигунів приводить до наближення їх коефіцієнта потужності до номінального.

Одним з ефективних заходів по зниженню споживання реактивної потужності асинхронними електродвигунами є використання обмежувачів холостого ходу. Обмежувач холостого ходу автоматично відключає магнітний пускач двигуна на між операційний час.

Сучасні асинхронні електродвигуни проектуються з мінімально можливим повітряним зазором між статором і ротором. Це зменшує опір шляху магнітного потоку і споживання реактивної потужності. Магнітним опором повітряного зазору обумовлено (70-80)% реактивної потужності, що споживаються асинхронним двигуном на холостому ходу.

При експлуатації електродвигуна, відбувається нерівномірне зношення підшипників, що викликає асиметрію магнітного поля двигуна і погіршення ККД на (1,4-3,7)%, а також погіршення коефіцієнта потужності на (0,01 - 0,025) в порівнянні з паспортними даними. При появі значного осьового зрушення ротора також збільшується споживання реактивної потужності двигуном. Різке погіршення коефіцієнта потужності відбувається також при проточці ротора, замість заміни зношених підшипників при ремонті, оскільки при цьому збільшується повітряний зазор.

Трапляються випадки коли обмотку статора асинхронного двигуна, що згоріла міняють проводами з меншим поперечним розрізом. Або з меншим числом витків, ніж це необхідно за технологією. В той же час зменшення числа витків на 10% зменшує магнітний потік на 10% і підвищує індукцію в сталі. Реактивна потужність і струм холостого ходу двигуна збільшується приблизно на 25%, коефіцієнт потужності погіршується на (0,05-0,06). Погіршується і ККД двигуна внаслідок збільшення активних втрат в сталі.

Сучасні досягнення напівпровідникової техніки дозволяють конструювати такі перетворювачі (компенсаційні) що можуть підтримувати максимальний коефіцієнт потужності електроприводу і навіть генерувати реактивну потужність. Такі перетворювачі необхідно використовувати в першу чергу.

2.1.2 Трансформатори

Трансформатори є другою найбільш крупною групою електроприймачів по споживанню реактивної потужності.

При холостому ході, коли виводи вторинної обмотки розімкнені, в первинній обмотці протікає струм холостого ходу з діючим значенням 12IРҐ"> . Повна потужність для однофазного трансформатора:

. (2.7)

Її реактивна складова

(2.8)

витрачається на перемагнічування сталі магнітопроводу, а активна складова

(2.9)

покриває втрати при холостому ході трансформатора.

Коефіцієнт потужності при холостому ході трансформатора:

. (2.10)

Слабо завантажені трансформатори, як і асинхронні двигуни, мають низький коефіцієнт потужності. Тому важливо правильно вибирати потужності трансформаторів при проектуванні, а також здійснювати перегрупування і заміну не завантажених трансформаторів в процесі експлуатації. Заміна трансформаторів на менш потужні є доцільною у випадку, якщо вони завантажені менше ніж на 30%. Необхідно також слідкувати, щоб у вихідні та неробочі часи трансформатори відключались.

З метою раціоналізації роботи трансформаторів стосовно режимів споживання реактивної потужності також можна переводити навантаження тимчасово завантажених менш ніж на 30% на інші трансформатори; відключення їх при роботі на холостому ходу.

2.2 Заходи з підвищення коефіцієнта потужності у електроустановках

Заходи з підвищення коефіцієнта потужності в електроустановках можна розділити на дві групи: перша – при яких не потрібна установка компенсуючих пристроїв, і друга – при яких потребується установка компенсуючих пристроїв.

Компенсація реактивної потужності у споживачів дозволяє:

- знизити струм в передаючих елементах мережі, що призводить до зменшення поперечного розрізу проводів;

- зменшення повної потужності, що знижує потужність трансформаторів і їх число;

- зменшення втрат активної потужності, а відповідно, і потужності генераторів на електростанціях.

Мета будь-яких заходів із зниження споживання реактивної потужності в обмеженні впливу електроприймача на мережу живлення шляхом впливу на сам електроприймач.

2.2.1 Заходи першої групи

До заходів першої групи відносяться:

підвищення завантаження технологічних агрегатів по потужності, а саме:

- підвищення завантаження асинхронних двигунів;

- ліквідація режиму роботи асинхронних двигунів без навантаження шляхом установлення обмежувачів холостого ходу, коли між операційний період більший 10с;

- перемикання обмоток статора асинхронних електродвигунів напругою до 1000 В із трикутника на зірку, якщо їх завантаження менше 40% (знижує потужність двигуна в 3 рази);

- вибір потужності трансформаторів близькою до необхідного навантаження, заміна або відключення трансформаторів, які завантажені у середньому менше ніж на 30% номінальної потужності;.

- плавне регулювання напруги за допомогою тиристорних пристроїв;

- поліпшення якості ремонту електродвигунів, при якому зберігаються їх номінальні дані;

2) підвищення завантаження технологічних агрегатів по часу, в тому числі:

- використання обмежувачів холостого ходу асинхронних електродвигунів та зварювальних агрегатів;

заміна асинхронних двигунів синхронними;
упорядкування технологічного процесу, що створює кращий енергетичний режим роботи електрообладнання. Заміна, перестановка і виключення малозавантажених технологічних агрегатів;
використання перетворювачів з великим числом фаз випрямлення, штучної комутації вентилів і обмеженим вмісту вищих гармонік в струмі, що споживається.

2.2.2 Заходи другої групи

До другої групи компенсації реактивної потужності відноситься встановлення компенсуючих пристроїв. Зазвичай компенсація реактивної потужності реалізується за допомогою таких технічних засобів як компенсуючі пристрої різного роду: синхронні двигуни (компенсатори), комплектні конденсаторні батареї, фільтрокомпенсуючі пристрої, статистичні компенсатори (керовані тиристорами реактори або комутовані тиристорами конденсатори), які розміщуються в тих чи інших місцях мережі споживача.

Якщо заходи першої групи не підвищують коефіцієнт потужності до (0,9-0,95), то застосовуються штучні компенсуючі пристрої. Наприклад встановлення конденсаторної батареї біля асинхронного електроприводу, дозволяє уникнути необхідності завантаження мережі живлення електроприводу реактивною потужністю

Ємність статичного конденсатора не повинна перевищувати 80% реактивного навантаження двигуна в режимі холостого ходу для уникнення виникнення проблем при виключенні двигуна. Загальна рекомендація для трансформаторів – вибір статичного конденсатора, ємністю (кВАР), що відповідає 3% потужності трансформатора.

Вибір типу, потужності, місця встановлення і принципу керування пристроями компенсації має забезпечувати найбільший ефект. При цьому слід враховувати, що:

- найбільший економічний ефект досягається при розміщенні засобів компенсації безпосередньо поблизу електроприймача;

- статистичні конденсатори можуть встановлюватися поблизу одиничного навантаження, з великим терміном навантаження;

- індивідуальна компенсація найбільш ефективна і доцільна для потужних електроприймачів, але має супроводжуватись відключенням компенсуючого пристрою з відключенням споживача;

- синхронні двигуни, які працюють з перезбудженням поля, можуть також бути використанні для підвищення коефіцієнта потужності.

2.2.3 Встановлення синхронних електродвигунів

Встановлення синхронних електродвигунів може значно знизити потреби підприємства в реактивній потужності. Синхронна машина, за рахунок регулювання струму збудження може здійснювати генерацію реактивної потужності в електричну мережу.

Максимальна величина реактивної потужності 12QРњ"> , яку може генерувати кожний з встановлених на підприємстві синхронних двигунів визначається за формулою:

12QРњ=О±Рњв€™PРЅРѕРјв€™tgП†РЅРѕРјО·РЅРѕРј"> , (2.11)

де 12 PРЅРѕРј"> - номінальна активна потужність двигуна, кВт;

12tgП†РЅРѕРј"> - значення тангенса кута , яке відповідає номінальному значенню 12cosП†РЅРѕРј"> ;

12О·РЅРѕРј"> - номінальний ККД двигуна;

12О±Рњ"> - найбільше допустиме перевантаження синхронного двигуна за реактивною потужністю, яка залежить від типу двигуна, відносної напруги 12U0"> і коефіцієнта завантаження за активною потужністю 12ОІ"> (табл. 2.1).

Синхронні електродвигуни можуть використовуватись для різноманітних виробничих механізмів і робочих машин: для компресорів, насосів, вентиляторів, повітродувок, газодувок, вугільних і інших млинів, дробилок, двигунів генераторних агрегатів, дефиберів, прокатних станів та ін. При використання пристроїв регулювання швидкості електродвигуна синхронні електродвигуни можуть також використовуватись для механізмів,

що потребують регулювання швидкості.

Вибір того чи іншого засобу компенсації здійснюється на основі техніко-економічних розрахунків. При цьому порівнюються затрати засобів на 1 кВАр, що виробляється.

Таблиця 2.1. – Середнє значення для синхронних двигунів серій СДН, СТД, СД і СДЗ

Серія, номінальна напруга і частота обертання двигуна	Напруга на зажимах 12U0=UUРЅРѕРј">	Коефіцієнт завантаження
Серія, номінальна напруга і частота обертання двигуна	Напруга на зажимах 12U0=UUРЅРѕРј">	0,9	0,8	0,7
СДН, 6 і 10 кВ, для всіх частот обертання	0,95	1,31	1,39	1,45
	1,0	1,21	1,27	1,33
	1,05	1,06	1,12	1,17
СДН, 6 кВ:
600-1000 об/хв	1,1	0,89	0,94	0,96
375-500 об/хв	1,1	0,88	0,92	0,94
187-300 об/хв	1,1	0,86	0,88	0,9
100-167 об/хв	1,1	0,81	0,85	0,87
СДН, 10 кВ:
1000 об/хв	1,1	0,9	0,98	1,0
250-750 об/хв	1,1	0,86	0,9	0,92
СТД, 6 і 10 кВ, 3000 об/хв	0,95	1,3	1,42	1,52
	1,0	1,23	1,34	1,43
	1,05	1,12	1,23	1,31
	1,1	0,9	1,08	1,16
СД і СДЗ, 380 В, для всіх частот обертання	0,95	1,16	1,26	1,36
	1,0	1,15	1,24	1,32
	1,05	1,1	1,18	1,25

2.2.4 Показники економічності компенсуючих пристроїв

Одним із найважливіших показників економічності компенсуючих засобів є питомі витрати в них активної потужності на отримання реактивної потужності. Не можна рахувати економічним і доцільним отримання реактивної потужності за рахунок великих затрат активної потужності.

Найменші втрати мають батареї конденсаторів, які із-за простоти конструкції і обслуговування, відсутності частин, що обертаються, установки їх в любій точці мережі у вигляді крупних батарей, групами чи індивідуальними банками, отримали широке використання в електроустановках.

До основних їх недоліків слід віднести залежність потужності, що генерується 12QРљР‘"> конденсаторів від напруги та частоти:

12QРљР‘=QРљР‘РЅРѕРјв€™KU2в€™Kf"> , (2.12)

де 12KU,Kf"> - відношення напруги при відхиленні напруги і частоти мережі від номінальних значень до напруги в номінальному режимі.

Синхронні компенсатори хоча і мають більші питомі втрати активної потужності, встановлюються в енергосистемах через необхідність, відповідно режимам роботи систем, забезпечення стійкості та регулювання напруги систем. В періоди максимального навантаження синхронні компенсатори можуть працювати в режимі перезбудження та віддавати реактивну потужність, а в періоди зниження навантаження, споживати реактивну потужність. Таким чином, синхронні компенсатори можуть регулювати напругу на приймальних кінцях мережі.

Обираючи потужність компенсаторних батарей необхідно слідкувати, щоб ця установка покривала реактивне навантаження цеха чи підприємства і не видавала реактивну потужність в мережу енергосистеми. Така перекомпенсація приводить лише до втрат потужності, що викликається передачею в мережу від підприємства реактивної потужності. Оскільки таке явище має місце при спадах графіка навантаження (вночі, у вихідні дні) необхідно, щоб потужність приєднаних конденсаторів використовувалась в залежності від графіка реактивного навантаження підприємства. Для цього конденсаторні батареї секціонуються на ступені. Ці секції автоматично включаються та виключаються в залежності від рівня напруги і періоду доби чи за іншими параметрами.

При розподілі засобів компенсації реактивної потужності між мережами напругою до і вище 1 кВ необхідно враховувати положення:

- найбільше зниження втрат потужності і електроенергії досягається при розміщенні КБ в безпосередньому наближенні від споживаючих реактивну потужність електроприймачів;

- передача реактивної енергії з мережі напругою (6-10) кВ в мережу до 1 кВ економічно не вигідна, якщо це призводить до збільшення числа і потужності цехових трансформаторів;

- використання комплексних конденсаторних установок на стороні (6-10) кВ цехових трансформаторних підстанцій і розподільчих пунктах, як правило, економічно недоцільне. Конденсаторні установки напругою (6-10) кВ слід встановлювати на головних понижуючих підстанціях і підстанціях глибокого вводу.

Розглядаючи проблему підвищення коефіцієнта потужності, неможливо виходити тільки з інтересів підприємства, оскільки так інколи надмірне підвищення коефіцієнту потужності на підприємстві приводить не до зниження, а до підвищення сумарних втрат в енергосистемі. Тому в усіх випадках використання компенсуючих пристроїв має витримуватись наступна умова: – зниження втрат активної потужності в системі електропостачання внаслідок використання засобів компенсації має бути більше ніж втрати активної потужності в компенсуючих пристроях.

Критерієм економічності при виборі і розрахунку компенсуючих пристроїв є мінімум приведених затрат. При визначенні величини приведених затрат необхідно враховувати: затрати на встановлення КП і додаткового обладнання – комутаційних апаратів, пристроїв автоматики і т.п.; зниження вартості обладнання трансформаторних підстанцій і вартості спорудження постачаючих та розподільних мереж, обумовленого зменшенням струмових навантажень; зниження втрат електроенергії в постачальній та розподільчій мережі; зменшення втрат активної потужності при максимумі навантаження енергосистеми.

2.3 Розрахунок плати за споживання реактивної енергії

Розрахунки за споживання реактивної електроенергії з мережі енергопостачальної організації за генерацію в її мережу здійснюються:

- з усіма промисловими і прирівняними до них споживачами, залізничним і міським електрифікованим транспортом (електротягою), а також з незалежними постачальниками електроенергії;

- з усіма непромисловими споживачами, що мають сумарне середньомісячне споживання активної електроенергії за всіма точками обліку більше 30 тис. кВт∙год.

Контроль за фактичним споживанням реактивної електроенергії може здійснюватися традиційними лічильниками реактивної енергії або лічильниками зонного обліку, що фіксують споживання реактивної електроенергії за кожну зону добового графіка. Всі названі лічильники повинні мати стопори зворотного ходу.

При можливості виникнення зустрічних перетоків реактивної потужності з мережі споживача в мережу енергопостачальної організації (генерація реактивної енергії) на межі розділу вказаних мереж необхідно мати окремий облік споживання і генерації реактивної електроенергії.

Плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії П визначається трьома складовими величинами:

П = П1+П2-ПЗ, (2.13)

де П1 - основна плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії;

П2 - надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП;

ПЗ - знижка плати за споживання і генерацію реактивної електроенергії у разі участі споживача в оптимальному добовому регулюванні режимів мережі енергопостачальної організації в розрахунковий період.

Основна плата за спожиту і генеровану реактивну електроенергію для споживачів визначається за формулою

, (2.14)

де n - число точок розрахункового обліку реактивної енергії;

і - номер точки розрахункового обліку реактивної енергії;

- споживання реактивної енергії в і-й точці обліку за розрахунковий період, кВАр∙год;

- генерація реактивної енергії в мережу енергопостачальної організації в і-й точці обліку за розрахунковий період, кВАр∙год;

К - нормативний коефіцієнт урахування збитків енергопостачальної організації від генерації реактивної електроенергії з мережі споживача, К= 3;

- економічний еквівалент реактивної потужності (ЕЕРП), що характеризує частку впливу реактивного перетоку в і-й точці обліку на техніко-економічні показники в розрахунковому режимі, кВт/кВАр;

Т - середня вартість активної електроенергії' за розрахунковий період (тариф), грн./кВт∙тод.

Обчислення ЕЕРП виконуються енергопостачальною організацією один раз на два роки. Значення ЕЕРП, базового коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби КРП і коефіцієнта збитків від генерації реактивної потужності з мережі споживача вказуються в договорі на постачання електроенергії (ДПЕ).

При зонному обліку основна плата за спожиту і генеровану реактивну електроенергію визначається формулою

, (2.15)

де n - число точок обліку;

і - номер точки розрахункового обліку реактивної енергії;

v - число зон добового графіка електричного навантаження енергопостачальної організації;

j - номер зони добового графіка;

- споживання реактивної енергії в і-й точці обліку в j-й зоні розрахункового періоду, кВАр∙год;

- генерація реактивної енергії в точці обліку в нічних провалах добових графіків розрахункового періоду, кВАр∙год;

- ЕЕРП в і-й точці обліку;

Т - середня вартість активної електроенергії за розрахунковий період (тариф), грн„/кВт∙тод;

k - коефіцієнт диференційованого тарифу для j-ї зони добового графіка.

Надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами компенсації реактивної потужності визначається формулою

П2 = П1 – С_баз(К_φ – 1 ), (2.16)

де П1 - сумарна основна плата;

С_баз - нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби КРП в електричних мережах споживача, С_баз=1,3;

К_φ - коефіцієнт, що вибирається залежно від фактичного коефіцієнта потужності споживача tgφ у середньому за розрахунковий період. [2, таблиця 1, с. 10]

При обчисленні табл. 1[2, с.10] введено зони нечутливості надбавки П2 до споживання реактивної потужності, які обмежені значеннями коефіцієнтів потужності:

- для промислових і прирівняних до них споживачів, залізничного і міського електротранспорту соsφ = 0,97 (tgφ = 0,25);

- для непромислових споживачів соsφ = 0,8 (tgφ = 0,75).

Надбавка починає діяти, якщо фактичний коефіцієнт потужності менший за наведені значення соsφ.

Фактичний коефіцієнт потужності споживача в середньому за розрахунковий період визначається формулою

, (2.17)

де - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт∙год;

- споживання реактивної електроенергії за той же період, кВАр∙год.

Знижка плати за споживання та генерацію реактивної електроенергії можлива за умов достатнього оснащення електричної мережі споживача засобами КРП, наявності зонного обліку спожитої і генерованої електроенергії, виконання споживачем обумовленого енергопостачальною організацією добового графіка споживання і генерації електроенергії та наявності його оперативного контролю. Графіки споживання і генерації вказуються в договорі на поставку електроенергії (ДПЕ), в ньому також обумовлюються розміри знижки.

З формули (2.15) видно, що за перекомпенсацію реактивної енергії необхідно сплачувати у 3 рази більше, ніж за її споживання, тож на компенсуючі пристрої доцільно встановлювати регулятори реактивної потужності

2.4 Компоненти систем компенсації реактивної потужності

Системи компенсації реактивної потужності включають в себе:

- трьохфазні конденсатори (використовуються для корекції коефіцієнта потужності індуктивних споживачів (трансформаторів, електричних двигунів) в електричних мережах), рис. 2.1;

- контактори (призначені для демпфірування пускових струмів в системах компенсації коефіцієнта реактивної потужності.), рис. 2.2;

- контролери корекції коефіцієнта потужності (для компенсації потужності при різних навантаженнях регулятори відстежують активну і реактивну складову потужності шляхом вимірювання миттєвих значень напруги та струму в електричній мережі. На основі цих вимірювань обчислюється фазовий зсув між струмом і напругою, і це значення порівнюється з попередньо заданою величиною cos φ. Залежно від фактичного відхилення коефіцієнта потужності контролер подає команду на управління ступенями конденсаторних батарей), рис. 2.3.

а) б)

в)

а) MODULO 10 - (2,5-10) кВАР; б) MODULO 50 - (7,5-30) кВАР; в)DUCATI F50 - (12,5-50) кВАР

Рисунок 2.1 – Конденсатори для компенсації реактивної енергії фірми DUCATI energia

Рисунок 2.2 – Контактор для комутації конденсаторних батарей фірми LOVATO

Рисунок 2.3 – Мікропроцесорні контролери фірми LOVATO

2.4.1 Мікропроцесорний контролер DCRK

Основні параметри:

- цифрове програмування;

- кількість ступенів 5, 7, 8 та 12;

- 5- або 7-ступенева конфігурація в корпусі 96х96 мм;

- 8- або 12-ступенева конфігурація в корпусі 144х144 мм;

- захист від перевантажувального струму конденсаторів;

- внутрішній захист від перегріву щита керування;

- інтерфейс програмування ТТL/RS232;

- автоматична настройка;

- конфігуровані аварійні сигнали.

Технічні характеристики:

- напруга живлення і керування Ue (380-415) В (стандарт);

- напруга живлення і керування Ue 220/415/440/480/525 В (по запиту);

- номінальна частота 50/60 Гц;

- споживана потужність 6,2ВА (DCRK5/7) та 5 ВА (DCRK8/12);

- номінальний струм Ie 5А;

- регулювання коефіцієнта потужності 0,8 індуктивного - 0,8 ємнісного;

- вимірювання напруги (0,85-1,1) Uе;

- вимірювання струму (2,5-120)% Іе;

- вимірювання температури (–30 - +85) °С;

- вимірювання перевантаження конденсаторів (0-250)%;

- час перекомутації ступенів (5-240) с;

2.4.2 Опис

Регулятор коефіцієнта потужності DCRK — цифровий пристрій, який виконує функції контролю і регулювання реактивної потужності системи і здійснює зчитування показів коефіцієнта потужності з високою точністю, на яку не впливають зміни властивостей електронних компонентів.

Алгоритм контролю забезпечує нормальну роботу приладу навіть в системі, яка характеризується високим коефіцієнтом гармонік. Коефіцієнт потужності системи регулюється групою перемикаючих конденсаторів виходячи з розрахованої реактивної потужності системи своєчасно і точно. Результатом є суттєве зменшення кількості перемикань і більш ефективне використання конденсаторних батарей.

2.4.3 Відображення значень параметрів

В нормальному режимі роботи дисплей відображає коефіцієнт потужності системи, причому світлодіоди IND і CAP відображають характер навантаження (індуктивне і ємнісне відповідно). Мигаюча десяткова крапка означає від’ємне значення (віддача реактивної енергії в мережу).

Для відображення і перемикання значений натиснути кнопку MODE.

При висвічуванні світлодіодів V, А, Dkvar і т.д. на дисплеї відображаються відповідне значення.

При висвічуванні світлодіоду Dkvar, на дисплеї відображається значення реактивної потужності, необхідне для регулювання коефіцієнта потужності системи до встановленого значення.

Для кожного параметра передбачено додаткові функції, які можна переглядати натискуванням кнопки ¯, при цьому світлодіод блимає.

Для деяких параметрів передбачено друга додаткова функція, яка відображається на дисплеї клавішею .

При висвічуванні світлодіоду SET cosφ відбувається встановлення потрібного коефіцієнта потужності з допомогою клавіш и ¯. Діапазон від 0.8 індуктивного до 0.8 ємнісного.

Схему підключення регуляторів корекції коефіцієнта потужності зображено на рис. 2.4.

Рисунок 2.4 - Схема підключення регулятора DCRK

3 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ СХЕМ ВНУТРІШНЬОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

Даний розділ містить техніко-економічне порівняння варіантів схем внутрішнього електропостачання заводу електровимірювальних приладів і опис вибору схеми електропостачання; розрахунок капітальних вкладень, річних втрат електроенергії й економічного ефекту порівняння двох варіантів.

Варіант №1: 4 ЦТП, на трьох з них встановлено по 2 трансформатори, потужністю 630 кВА кожний і на одній встановлений один трансформатор, потужністю 630кВА, рис. 3.1.

Рисунок 3.1 – Схема внутрішнього електропостачання №1

Варіант №2: 3 ЦТП, на двох з них встановлено по 2 трансформатори, потужністю 630 кВА кожний і на одній встановлений один трансформатор, потужністю 630кВА. Додатково встановлені Ку, загальною потужністю 2250кВАр, рис. 3.2

Рисунок 3.2 – Схема внутрішнього електропостачання №2

3.1 Методика техніко-економічного порівняння

Техніко-економічна ефективність обраних варіантів схем електропостачання підприємства визначається відповідно до діючого методу ГКД 340.000.001-95 по приведених витратах.

Приведені витрати (З) є сумою річних витрат (собівартості) і нормативного прибутку. Приведені витрати розраховуються за формулою:

(3.1)

де К_і – капіталовкладення (інвестиції) відповідного варіанту схеми електропостачання, тис.грн.;

Е – норматив ефективності, що дорівнює нормі дисконтування і відповідає процентній ставці НБУ на довгострокові внески: Е = 0,1;

И_і - річні витрати (експлуатаційні витрати) по варіантах схем електропостачання, що розглядаються, тис.грн.

Річні витрати визначаємо за формулою:

(3.2)

де с – відпускний тариф електроенергії, с = 0,99 коп./кВт рік;

∆W_і – річні втрати електроенергії відповідного варіанту, кВт∙рік;

К_і – капіталовкладення відповідного варіанту, тис. грн..;

Н_о – норма відрахувань на обслуговування, %. Норма відрахувань на обслуговування складає 4% від капіталовкладень;

П_і – плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії

3.2 Розрахунок приведених витрат по першому варіанту схеми внутрішнього електропостачання

3.2.1 Розрахунок капітальних вкладень по першому варіанту схеми внутрішнього електропостачання

Капітальні вкладення по даному варіанту складають:

(3.3)

де К_ТР– капітальні вкладення по трансформаторах, тис. грн.;

(3.4)

де К_Пер – коефіцієнт для перерахунку заводської вартості трансформаторів, К_Пер= 21,25 тис. грн..;

К_З – заводська вартість трансформатора, тис. руб. у цінах на 1991р.;

n – кількість трансформаторів, n = 7

Отже, за формулою (5.4) розрахуємо капітальні вкладення по трансформаторах:

тис. грн.

К_КЛ– вартість кабельної лінії, тис. грн.:

(3.5)

де - вартість споруди кабельних ліній, = 5,25тис.руб./км;

L – протяжність кабельної лінії, L = 0,3 км;

n – кількість ліній, n = 7.

тис. грн.

К_В - капітальні вкладення на вимикачі, тис. грн..:

(3.6)

де - вартість вимикача ВВ/TEL, = 1,1 тис. руб.;

n – кількість вимикачів, n =7.

тис. грн.

К_КУ – капітальні вкладення по КП, для першого варіанту К_КП=0

Таким чином, капітальні вкладення по даному варіанту, відповідно до формули (5.3), складають:

тис. грн.

3.2.2 Розрахунок річних втрат електроенергії

Річні втрати електроенергії по даному варіанту визначаються по формулі:

(3.7)

де ∆W_ТР– річні втрати в трансформаторі, кВт∙рік;

(3.8)

де ∆Р_ХХ – втрати на холостому ході;

∆Р_КЗ– втрати короткого замикання;

ДЕТАЛИ ФАЙЛА:

Имя прикрепленного файла:   Схема електропостачання заводу торгового машинобудування з встановленою потужністю 6350 кВт.zip

Размер файла:    1.11 Мбайт

Скачиваний:   527 Скачиваний
Добавлено: :     10/28/2016 11:58

Скачать

Назад

Cайт курсовых работ

ПОПУЛЯРНЫЕ РАБОТЫ

Заказать курсовую или диплом

Бесплатное скачивание работ

АВТОРИЗАЦИЯ

Подробнее о работе: Дипломная работа. Схема електропостачання заводу торгового машинобудування з встановленою потужністю

ПЕРЕЛІК ПОЗНАЧЕНЬ ТА СКОРОЧЕНЬ

ВСТУП

1 Розробка схеми електропостачання заводу торгового машинобудування

1.1 Розрахунок електричних навантажень підприємства, що проектується

1.1.1 Класифікація методів розрахунку електричних навантажень

1.1.2 Основні методи розрахунку електричних навантажень

1.1.3 Розрахунок навантажень методом коефіцієнта попиту

1.2 Вибір схеми зовнішнього електропостачання

1.2.1.Вибір джерел живлення

1.2.2 Визначення економічного значення реактивної потужності

1.2.3 Вибір числа та потужності силових трансформаторів ГПП підприємства

1.3 Вибір схеми внутрішнього електропостачання

1.3.1 Розрахунок кількості трансформаторів ЦТП

1.3.2 Розподіл навантажень по ЦТП

1.4 Вибір та розміщення КП в схемі електропостачання підприємства

1.4.1 Розрахунок втрат в трансформаторах при холостому ході та короткому замиканні

1.4.2 Розрахунок втрат на підстанціях

1.4.3 Повна реактивна потужність КП ВН

2 КОМПЕНСАЦІЯ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ

2.1 Основні споживачі реактивної потужності

2.1.1 Сучасні асинхронні двигуни

2.1.2 Трансформатори

2.2 Заходи з підвищення коефіцієнта потужності у електроустановках

2.2.1 Заходи першої групи

2.2.2 Заходи другої групи

2.2.3 Встановлення синхронних електродвигунів

2.2.4 Показники економічності компенсуючих пристроїв

2.3 Розрахунок плати за споживання реактивної енергії

2.4 Компоненти систем компенсації реактивної потужності

2.4.2 Опис

2.4.3 Відображення значень параметрів

3 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ СХЕМ ВНУТРІШНЬОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

3.1 Методика техніко-економічного порівняння

3.2 Розрахунок приведених витрат по першому варіанту схеми внутрішнього електропостачання

3.2.1 Розрахунок капітальних вкладень по першому варіанту схеми внутрішнього електропостачання

3.2.2 Розрахунок річних втрат електроенергії