Зауыт ішіндегі электрмен жабдықтауды жобалау
Кіріспе
Мұнай-химия өнеркәсібі - табиғи жанғыш газдар мен мұнайды өңдеу өнімдері негізінде синтетикалық материалдар мен бұйымдар өндіруді қамтитын ауыр өнеркәсіп саласы. Мұнай-химия өнеркәсібінде негізгі органикалық синтез өнімдері (пропилен, этилен, полиэтилен, жуғыш заттар, беттік белсенді заттар, минералды тыңайтқыштардың кейбір түрлері), синтетикалық каучук, резеңке бұйымдары (резеңке бұйымдар, шиналар, халық тұтынатын тауарлар), асбест өнімдері.
Мұнай-химия өнеркәсібінің дамуы өте жоғары қарқынмен және өндіріс тиімділігінің тұрақты өсуімен сипатталады. Өнеркәсіпте жоғары мамандандырылған ірі тоннажды өндіріс орындары құрылуда, жоғары өнімді зауыттар енгізілуде, каталитикалық жүйелер жетілдіріліп, автоматтандырылған басқару жүйелері енгізілуде.
Мұнайды бастапқы айдауға арналған құрамдастырылған қондырғыларды салуда үлкен экономикалық артықшылықтарға қол жеткізіледі, олар оны дайындау мен өңдеудің бірқатар технологиялық және энергетикалық процестерін қамтиды. Мұндай процестерге электрлік сусыздандыру, электрлік тұзсыздандыру, мұнайды атмосфералық айдау, мазутты вакуумда айдау, жеңіл бензиндерді тұрақтандыру, газдарды сіңіру, жеңіл өнімдердің құрамдас бөліктерін шаймалау, бензин фракцияларын қайталама айдау және т.б. Кейде біріншілік айдау процестері қайталама процестермен біріктіріледі: каталитикалық крекинг, кокстеу және т.б. Мұнай өңдеу зауыттарында процестерді біріктіру кезінде негізгі өндірістік қуаттарды ықшам орналастыруға қол жеткізіледі, технологиялық және энергетикалық коммуникациялар саны азаяды, энергия көлемі, жалпы зауыттық объектілер қысқарады, және техникалық қызмет көрсететін персоналдың саны қысқарады. Біріктірілген қондырғыларда энергияның, металдың және күрделі салымдардың үлестік шығыны жеке технологиялық қондырғылары бар кәсіпорындармен салыстырғанда әлдеқайда аз.
1 Кешеннің есептелген электр жүктемелерін анықтау
1.1 Электр энергиясын тұтынушылардың және өндірістік үй-жайлардың қоршаған ортасының қысқаша сипаттамасы
Кәсіпорынның электр энергиясын тұтынушылар жиілігі 50 Гц және кернеуі 0,38 кВ үш фазалы айнымалы ток тұтынушылары болып табылады.
Өндірістік үй-жайлар мен электр энергиясын тұтынушылардың қоршаған ортасының қысқаша сипаттамасы 1.1-кестеде келтірілген.
Кесте 1.1 - Өндірістік үй-жайлар мен электр энергиясын тұтынушылардың ортасының қысқаша сипаттамасы
Жоспарға сәйкес нөмір
Цех атауы
ЭҚЕ бойынша сенімділік санаты
Өндірістік орта
1
№1 Цех
I, II
жарылыс қауіпті
2
Тоңазытқыш қондырғылары
I, II
жарылыс қауіпті
3
№ 1 циркуляциялық сорғы
I, II
жарылыс қауіпті
4
№2 циркуляциялық сорғы
I, II
жарылыс қауіпті
5
Компрессорлық станция
I, II
жарылыс қауіпті
6
Электрогидраттар
I, II
жарылыс қауіпті
7
№1 сорғы бөлмесі
I, II
жарылыс қауіпті
8
№2 сорғы бөлмесі
I, II
жарылыс қауіпті
9
№ 1 зертхана
II, III
қалыпты
10
Сорғы ХМЦ
I, II
жарылыс қауіпті
11
№3 сорғы бөлмесі
I, II
жарылыс қауіпті
1.2 Кәсіпорын цехтары үшін есептелген электр жүктемелерін анықтау
Есептелген электр жүктемелерін есептеу сұраныс коэффициенті әдісі бойынша жүргізіледі, оған сәйкес i-ші цехтың есептелген белсенді қуаты Рpi, кВт мына формула бойынша анықталады:
(1.1)
мұндағы Kс - i-ші цехтың сұраныс коэффициенті, [1] арқылы анықталады.
Pнi - i-ші цехтың номиналды белгіленген қуаты, тапсырма бойынша анықталады, кВт.
i-ші цехтың есептік реактивті қуаты Qpi, квар мына формуламен анықталады:
(1.2)
мұндағы - сәйкес келетін реактивті қуаттың коэффициенті, [1] арқылы анықталады.
Цех жарықтандыруының есептелген белсенді қуаты, Ppoi, кВт мына формула бойынша анықталады:
(1.3)
- жарықтандыруға сұраныс коэффициенті, [1] арқылы анықталады;
- меншікті қуат, Вт, [1] арқылы анықталады;
Fi - цех еденінің ауданы, бас жоспар бойынша анықталады, м[2].
Qpoi - цехын жарықтандырудың есептік реактивті қуаты, квар мына формула бойынша анықталады:
(1.4)
мұндағы - cosoi сәйкес келетін реактивті қуаттың коэффициенті, [1] арқылы анықталады.
Цехтың толық есептеу жүктемесі Spi, кВА, мына формула бойынша анықталады:
(1.5)
Мысалы, (1.1) - (1.5) формулалары арқылы 1-ші цехтың жүктемесін есептейік:
= 0,8 700 = 560 кВт,
= 0,88 560 = 493 квар,
= 0,95 0,012 6000 = 69 кВт,
Qроi = 0,33 69 = 23 кВт,
Sp1= кВА.
Кешеннің қуат және жарықтандыру жүктемелерінің есебі сәйкесінше 1.2 және 1.3 кестелерде жинақталған.
Кесте 1.2 - Цехтердің электр жүктемелерінің есебі
Тұтынушының атауы
Рн, кВт
Кс
cos
tg
Рр, кВт
Qр, квар
Қуат жүктемесі 0,4 кВ
Цех №1
700
0,8
0,75
0,88
560
493
Тоңазытқыш қондырғылары
520
0,65
0,8
0,75
338
254
№ 1 циркуляциялық сорғы
1500
0,75
0,7
1,02
1125
1148
№2 циркуляциялық сорғы
2100
0,75
0,7
1,02
1575
1610
Компрессорлық станция
250
0,75
0,8
0,75
188
143
Электрогидраттар
4200
0,8
0,75
0,88
3360
2960
№1 сорғы бөлмесі
830
0,6
0,7
1,02
500
510
№2 сорғы бөлмесі
1400
0,65
0,7
1,02
910
930
№ 1 зертхана
200
0,4
0,95
0,33
80
27
Сорғы ХМЦ
870
0,5
0,75
0,88
435
385
№3 сорғы бөлмесі
350
0,6
0,75
0,88
210
185
Барлығы 0,4 кВ
9281
8645
Қабылдағыштар 6 кВ
Компрессорлық станция АД 8х1000
8000
0,75
0,9
0,484
6000
2880
Барлығы 6 кВ
6000
2880
Кесте 1.3 - Цехтардың жарықтандыру және электр жүктемелерін есептеу
Цех атаулары
F, м[2]
Руд.о, Втм[2]
Рно, кВт
Ксо
Рро, кВт
tg0
Qро,
кВт
Рр+Рро,
кВт
Qр+Qро,
квар
Sр,
кВА
0,4 кВ Қабылдағыштар
Цех №1
6000
12
72
0,95
69
0,33
23
629
516
814
Тоңазытқыш қондырғы
1800
12
22
0,95
20
0,33
7
358
261
443
№ 1 циркуляциялық сорғы
5000
9,1
46
0,95
43
0,33
15
1168
1163
1648
№2 циркуляциялық сорғы
5000
9,1
46
0,95
43
0,33
15
1618
1625
2293
Компрессорлық станц
16000
9,1
146
0,95
139
0,33
46
327
189
378
Электрогитары
4300
8,5
36
0,95
23
0,33
7
3363
2961
4481
№1 сорғы бөлмесі
4300
8,5
36
0,95
23
0,33
7
503
511
717
№2 сорғы бөлмесі
5000
12
60
0,95
57
0,33
19
967
949
1355
№ 1 зертхана
3700
19,5
360
0,95
342
0,33
113
440
140
462
Сорғы ХМЦ
2800
10
25
0,95
27
0,33
9
462
412
619
№3 сорғы бөлмесі
4370
8,5
36
0,95
23
0,33
7
213
186
283
Аумақты жарықтандыру
452340
0,16
73
1,0
73
-
-
73
-
73
Барлығы 0,4 кВ
-
-
-
-
882
-
-
10121
8913
13460
6 кВ қабылдағыштар
АД 8х1000
6000
2880
Барлығы 6 кВ
6000
2880
6655
1.3 Жалпы кәсіпорынның есептік электр жүктемесін анықтау
Кәсіпорынның есептік толық қуаты цехтардың есептік белсенді және реактивті жүктемелері бойынша зауыт аумағының есептік жүктемесі мен жарықтандырылуын, цехтық қосалқы станциялардың трансформаторларындағы қуат ысырабын және басты төмендеткіш қосалқы станцияны ескере отырып, реактивті қуаттың орнын толтыруды ескере отырып айқындалады.
1000 В дейінгі электр қабылдағыштардың жалпы есептелген қуаты мен жарықтандыру жүктемелері тең
Рр + Ppo = 10121 кВт,
Qp + Qpо = 8913 квар.
Цехтың трансформаторлары мен бас төмендететін қосалқы станциялар әлі таңдалмағандықтан, біз олардағы қуат шығынын шамамен қарастырамыз. Активті қуат жоғалтулары Рт, кВт, мына формула бойынша есептейміз:
Рт=0,02Sp
(1.6)
Реактивті қуат жоғалтуын Qт, квар, мына өрнек бойынша анықтаймыз:
Qт=0,1Sp
(1.7)
Толық қуат Sp, кВА, тең:
(1.8)
Мысалы, (1.6)-(1.8) формулалары бойынша есептеулер жүргіземіз:
Pт=0,02 13460 = 269 кВт,
Qт=0,1 13460 = 1346 квар,
= 13460 кВА.
Компенсациялайтын құрылғылардың жалпы зауытқа қажетті қуаты Qку, квар, мына формула бойынша анықталады:
Qку = Pс.г (tg ест. tg н)
(1.9)
мұндағы Рс.г - зауыттың орташа жылдық активті қуаты, кВт;
tg ест - жыл бойынша орташа өлшенген коэффициентке сәйкес келеді;
tg н - қуат коэффициентінің қалыпты мәніне сәйкес келеді.
Цех кешенінің орташа жылдық белсенді жүктемесі тең:
Pс.г= , кВт
(1.10)
мұндағы Pp - күштік жүктеме максимумдарының әртүрлі уақыт коэффициентін ескере отырып, зауыттың есептік белсенді қуаты;
Tма - максималды активті жүктемені қолдану уақытынын саны, 6200 сағ., [1];
Тг - зауыттың электр энергиясын тұтынушыларының жұмыс сағаттарының жылдық саны, 8760 сағ.жыл [1].
Жиынтық есептік белсенді қуаты P, кВт, мынадай формула бойынша анықталады:
P =Pp Kр.м+Ppo+Pт
(1.11)
мұндағы Кр.м - максималды қуат жүктемесінің уақыт айырмашылығының коэффициенті, 0,95 [2].
tg ест.=
(1.12)
мұндағы Qp - қуат жүктемесінің максимумдарының уақыт айырмашылығының коэффициентін ескере отырып, қондырғының есептелген реактивті және белсенді қуаты;
Tмр - жылына максималды реактивті қуатты пайдалану сағаттарының жылдық саны, сағ, (Тмр=1,1Тма).
Жалпы есептелген реактивті қуат Q, квар мына формула бойынша анықталады
Q =Qp Kр.м + Qpo+ Qт
(1.13)
(1.11), (1.13) формулалар бойынша белсенді және реактивті қуатты есептейміз:
Р=(9281+6000) 0,95+822 +269=15608 кВт,
Q=(8645+2880)0,95+250+1346=12545 квар.
(1.10) Бойынша орташа жылдық белсенді жүктеме үшін есептеу жүргіземіз:
Рсг=.
(1.12) Бойынша tg ест есептеу жүргіземіз:
ест. =.
Компенсациялық құрылғылардың қуатын (1.9)сәйкес есептейміз:
Qку = 11047 (0,89 0,33) = 6186 квар.
Біз жалпы қуаттылығы 16х400 квар болатын компенсаторлық құрылғыларды орнатуға қабылдаймыз.
Өтелмеген қуат Qнеск,, квар шиналардағы 6 кВ тең.
Qнеск = Qp Qку.ном
(1.14)
Qнеск = 12545 6400 = 6145 квар.
Компенсациялық құрылғылардағы қуат жоғалуын анықтаймыз Pку, кВт:
Pку = Руд Qку
(1.15)
Мұндағы Руд - Qку-дан 0,2% құрайтын белсенді қуаттың үлестік шығыны, кВт.
Рку = 0,002 6400 = 13 кВт.
Реактивті қуаттың өтемақысын ескере отырып, 10 кВ НТҚС немесе НТП шиналарындағы Scp, кВА есептік жүктемесі тең:
S'p=
(1.16)
S'p= =16786, кВ А.
Зауытта НТҚС қарастырылады деп болжаймыз.
Трансформаторлардағы активті Рт.гпп, кВт, және реактивті Qт.гпп, қуаттың жоғалуы негізгі төмендеткіш қосалқы станция шамамен алынған формулалар бойынша анықталады:
Рт.гпп= 0,02S'p
(1.17)
Qт.гпп= 0,1S'p
(1.18)
Мәндерді (1.17) және (1.18) формулаларына қойып, есептейміз:
Pт.гпп = 0,02 16786 = 336 кВт,
Qт.гпп = 0,1 16786 = 1679 квар.
Зауыттың Жоғары кернеу жағындағы толық жобалық қуаты Sp, кВА негізгі төмендетілген қосалқы станцияға тең болады:
Sp =
(1.19)
Sp == 17782, кВА.
2 Картограмманы есептеу және құру, кешеннің электр жүктемелерінің орталықтарын анықтау
НТҚС, НТП орнын анықтау үшін электрмен жабдықтау жүйесін жобалау кезінде өнеркәсіптік кәсіпорынның бас жоспарына жүктеме картограммасы қолданылады, ол бас жоспарға орналастырылған шеңбер болып табылады. Әрбір цех үшін өз шеңбері қолданылады, оның ортасы шеберхананың жүктемелер орталығына сәйкес келеді.
Белгілі бір масштабтағы шеңбердің ауданы тиісті цехтың есептелген жүктемесіне тең Si, кВт.
Si= Rim
(2.1)
Осы өрнектен шеңбердің радиусын табамыз, Ri, мм:
Ri =
(2.2)
мұнда
Spi
-
i -ші цехтың толық қуаты, кВА;
m
шеңбердің ауданын анықтауға арналған масштаб, m=5 кВАмм[2].
1000 В дейінгі және одан жоғары қуат жүктемелері шеңбердегі жеке шеңберлерде немесе секторларда бейнеленген. Жарықтандыру жүктемесі 1000 В-қа дейінгі жүктемені бейнелейтін шеңбер секторы түрінде қолданылады. Секторлық бұрыш шеберхана кешенінің белсенді конструкциясы мен жарықтандыру жүктемелерінің қатынасынан анықталады. Цехтың жарықтандыру жүктемесінің үлесі , град, мына формула бойынша анықталады
=
(2.3)
Мысалы, (2.2) - (2.3) формулалары арқылы 1-ші цех үшін есеп жүргізейік:
Ri == 7 мм,
= .
Зауыттың электр жүктемелерінің центрінің координаталарын анықтаймыз хo, м, yo, м:
хo=
(2.4)
yo=
(2.5)
мұндағы xi , yi - i - ші цехтың жүктеме центірінің координаты
Біздің жағдайда:
x0= мм,
y0=.
Электр жүктемелерінің центрін анықтауға арналған барлық есептеулер 2.1-кестеде жинақталған.
Кесте 2.1 - Жүктемелер картограммасы
цех номері
Sрсум, кВт
Ri,
см
,
град.
Xi,
мм
Yi,
мм
РрсумiXi, кВтм
РрсумiYi, кВтм
0,4 кВ қабылдағыштар
1
814
7
32
115
111
93610
90354
2
443
5,5
17
75
124
33225
54932
3
1648
10
10
33
141
54384
232368
4
2293
12
7
9
121
20637
277453
5
378
5
139
39
57
14742
21546
6
4481
17
2
12
32
53772
143392
7
717
7
12
54
15
38718
10755
8
1355
9
16
98
77
132790
104335
9
462
5,5
280
51
95
23562
43890
10
619
6,5
16
120
55
74280
34045
11
283
4,5
30
98
25
27734
7075
6 кВ Қабылдағыштар
5
6655
20,5
39
57
259545
379335
3 Сыртқы электрмен жабдықтау жүйесі
3.1 Сыртқы электрмен жабдықтау жүйесіне трансформаторлардың саны мен қуатын таңдау
Жобаланған кәсіпорында Электрмен жабдықтаудың үздіксіздігі бойынша I және II санаттағы тұтынушылар басым, сондықтан сыртқы электрмен жабдықтау үшін біз екі желіні қарастырамыз (НТҚС салу жағдайында энергия жүйесімен байланыстың екі трансформаторымен). НТҚС немесе НТП сыртқы желілерінен электр энергиясын қабылдау пункті зауыт аумағында электр жүктемелерінің есептеу орталығына сәйкес орналастырылады. НТҚС (НТП) орналасқан жері графикалық бөліктің 1-парағында жазылған. Зауытта екінші санаттағы тұтынушылар болғандықтан, НТҚС салу кезінде шиналардың екі секциясына бөлек жұмыс істейтін екі трансформаторды қабылдаймыз. Зауытты қоректендіру энергожүйенің қосалқы станциясынан жүзеге асырылады.
Қоректендіру желілері ауамен орындалады. НТҚС құрылысы жағдайында энергия жүйесімен байланыстың екі трансформаторы көзделеді.
НТҚС трансформаторларының қуатын таңдауды қалыпты және авариялық режимдерде трансформатордың жүктелу коэффициентін ескере отырып, сондай-ақ трансформаторлардың жүктелу қабілетін ескере отырып, зауыттың есептік қуаты бойынша жүргіземіз. Кәсіпорынның толық жобалық қуаты 17782 кВ-қа тең.
Біз әрқайсысының номиналды қуаты 16000 кВА болатын екі трансформаторды орнатуды жоспарлап отырмыз. Трансформатордың қалыпты және апаттан кейінгі (бір трансформатор өшірілген) режимдеріндегі жүктемесі тең
(3.1)
Кза=
(3.2)
Белгілі мәндерді жоғарыдағы формулаларға ауыстырып, анықтаймыз:
Кз=,
Кза=.
Біз тағайындалған трансформаторлардың біреуі өшірілген кезде жұмыс істеу мүмкіндігін тексереміз.
16000 кВ трансформаторлардың біреуі ажыратылған кезде, ал жұмыста қалған трансформатор рұқсат етілген 30% авариялық жүктелімді есепке ала отырып
1,3 Sнт = 1,3 16000 = 20800 кВА,
өткізіп жібере алады, яғни зауыт тұтынатын барлық қуаты.
Біз қуаттылығы 16000 кВА болатын екі трансформаторды таңдаймыз.
3.2 Сыртқы электрмен жабдықтау жүйесінің рационалды кернеуін анықтау
Зауыттың қуат көзінің ұтымды кернеуінің мәні Uрац, В, шамамен келесі формулалармен анықталады:
Uрац.нест.=3
(3.3)
Uрац=4,34
(3.4)
Uрац=16
(3.5)
Uрац=
(3.6)
Біздің жағдайда рационалды стандартты емес кернеулердің мәндері мыналарға тең:
Uрац. нест.=3+ кВ,
Uрац=4,34 кВ,
Uрац=16 кВ,
Uрац= кВ.
Цех кешенінің сыртқы электрмен жабдықтау жүйесінің қоректену желілерінің кернеуінің келесі нұсқаларын белгілейміз.
Бірінші нұсқа. Электр энергиясы энергожүйенің қосалқы стансасынан кешеннің ЖЭС-ке 35 кВ кернеуде беріледі.
Екінші нұсқа. Электр энергиясы энергожүйенің қосалқы стансасынан кешеннің ЖЭС-ке 110 кВ кернеуде беріледі.
3.3 Бірінші нұсқа Uн = 35 кВ
Электрмен жабдықтау схемасы және бастапқы деректер 3.1а суретте көрсетілген.
3.3.1 Коммутаторларды таңдау.
Біз келесі шарттарға сәйкес қосқыштарды алдын ала таңдаймыз:
UнвUн.уст
IнIp.max
Iн.откIр.отк
(3.7)
Қалыпты режимдегі номиналды ток Ip, A, мына формула бойынша анықталады:
Ip=
(3.8)
Ip= A.
Желінің максималды жұмыс тогы Ip.max, А, авариялық режимде бір желі қондырғының жүктемесін толық қамтамасыз ететін жағдайдан анықталады, яғни:
Ip.max=
(3.9)
Ip.max=A.
Q1 ажыратқышымен өшірілген токты анықтау үшін қысқа тұйықталу нүктесін К1 белгілейміз және салыстырмалы негізгі бірліктерде эквивалентті тізбектің параметрлерін анықтаймыз. Біз барлық кедергілерді негізгі қуатқа келтіреміз.
Қысқа тұйықталу тогын анықтаңыз. Ол үшін бастапқы қуат тізбегіне сәйкес К1 нүктесінде үш фазалы қысқа тұйықталу режимінің эквивалентті сұлбасын саламыз (3.2а-сурет).
Біз негізгі шарттарды қабылдаймыз Sб = Sc = 800 MBA, Uб = Ucp = 37 кВ.
110 кВ
6 (10) кВ
Q1
Q2
T1
QR1
QS1
QK1
110 кВ
6 (10) кВ
Q1
Q2
T2
QR1
QS1
QK1
35 кВ
10 кВ
а)
б)
Т1
110 кВ
6 (10) кВ
Q1
Q2
T1
QR1
QS1
QK1
110 кВ
6 (10) кВ
Q1
Q2
T2
QR1
QS1
QK1
35 кВ
10 кВ
а)
б)
Т1
Сурет 3.1 - Қуат схемалары және бастапқы деректер
Хс
Хтв
Хтс
Хл1
Хт2
115
37
6,3 (10,5)
К1
К2
а)
Хс
Хтв
Хтс
Хл1
Хт2
115
37
6,3 (10,5)
К1
К2
а)
Хс
Хл1
Хт2
115
6,3 (10,5)
К1
К2
б)
Хс
Хл1
Хт2
115
6,3 (10,5)
К1
К2
б)
Сурет 3.2-ауыстыру схемалары
Жүйенің кедергісін салыстырмалы бірліктерде мына өрнек арқылы анықтаймыз:
(3.10)
Біздің жағдайда жүйенің салыстырмалы бірліктердегі кедергісі тең
.
Салыстырмалы бірліктердегі энергия жүйесінің қосалқы станциясының үш орамалы трансформаторының кедергісі келесі ретпен анықталады.
Жүктеме кезінде кернеуді реттейтін сыртқы қондырғыға арналған ТДТН63000110 типті үш орамды трансформатор үшін номиналды қадамдардағы орамдар арасындағы қысқа тұйықталу кернеуі пайызбен мынаған тең:
=10,5 %, =17%, =6%.
Әрбір орамның қысқа тұйықталу кернеуін анықтаймыз, %
= (+)
(3.11)
= (+)
(3.12)
= (+)
(3.13)
Трансформатор орамаларының қысқа тұйықталу кернеулері:
=,
=,
=.
Салыстырмалы негізгі блоктардағы трансформатор орамаларының кедергілері:
Xтв=
(3.14)
Xтв=
(3.15)
Xтн=
(3.16)
Трансформатор орамаларының кедергісі:
Xтв=,
Xтс=,
Xтн=.
Жалпы кедергі осы формула бойынша анықталады:
Xсум=Xс+Xтв+Xтс
(3.17)
Xсум=.
Базистік ток мына формула бойынша анықталады:
(3.18)
Базистік ток тең:
.
Ажыратқыштармен өшірілген номиналды ток келесі түрде есептеледі:
Iпо=
(3.19)
Iпо=, кА.
Соққыдағы қысқа тұйықталу тогы өрнекпен есептеледі:
iу=, кА
мұнда iу - соққы коэффициенті, 1,9 деп қабылдаймыз
iу=, кА.
Iу=, кА.
BVTEL ажыратқышын таңдаймыз -35-1000-25а1 [6] бойынша номиналды деректермен:
Uн = 35 кВ,
Iн = 1000 А,
Iном. откл = 25 кВ.
Бұл ажыратқыш 3.1-кестеге енгізілген есептік шарттарға сәйкес келеді.
Кесте 3.1-ажыратқыштарды таңдау
Таңдау шарты
Номиналды деректер
Есептік деректер
UнвUн уст
35 кВ
35 кВ
IномIрmax
1000 А
292 А
Iн.откIпо
25 кА
7,2 кА
3.3.2 35 кВ желілер. Жеткізу желілері үшін айнымалы ток маркасының болат-алюминий сымын қабылдаймыз. Жеткізу желілері болат тіректердегі қос тізбекті.
Біз техникалық шарттарға сәйкес сым бөлігін таңдаймыз:
1) жұмыс тогы арқылы қыздыру
(3.8) және (3.9) өрнектері білдіреді
Iр=146 А и Iрmax= 292 А.
Номиналды токты қыздыру шарты болып табылады
IдопIр.
[2] сәйкес, номиналды деректері Iдоп = 265 А болатын көлденең қимасы 70 ммайнымалы ток АС маркалы сымды таңдаймыз және оны апаттық режимде жұмыс істеу жағдайына сәйкес тексереміз.
1,3 IдопIр.max
IдопIр
265146 А,
1,3 Iдоп Iр.max
344,5292 А.
2) сымдарды корондау жағдайында біз қиманы қабылдаймыз Sк=70 мм[2];
3) механикалық беріктік жағдайында біз Sм=70 мм[2] қиманы қабылдаймыз;
4) кернеудің рұқсат етілген жоғалуы үшін көлденең қимасын S=70 мм[2]
осы өрнек бойынша тексерміз:
Lдоп =Lu1Uдоп
(3.20)
мұндағы Lдоп - желінің рұқсат етілген ұзындығы, км;
Lu1 - 1% кернеудің жоғалтуындағы желінің ұзындығы, км;
Uдоп - желідегі рұқсат етілген кернеудің жоғалуы, %;
L - жеткізу желісінің нақты ұзындығы, км.
Lдоп= км.
Алынған мән нақты қашықтықтан (19 км) аз, осылайша қабылданған 70мм[2] қимасы желідегі рұқсат етілген кернеу жоғалтуларының мәндерін қанағаттандырмайды. Біз номиналды деректері Iдоп = 330 А болатын көлденең қимасы 95 мм2 айнымалы ток сымын таңдаймыз және кернеудің рұқсат етілген жоғалуын тексереміз.
Lдоп= км.
Экономикалық орындылық шарты бойынша біз қималарды тексереміз: 95мм[2], 120 мм[2], 150 мм[2], 185 мм[2], 240 мм[2].
Желідегі күрделі шығындар:
Кл=LC
(3.21)
мұндағы С - желінің жалпы құны, мың.тенгежыл.
Желідегі нақты шығындар мына формула бойынша анықталады:
Рд=РнКз[2]2L
(3.22)
мұндағы Рн - ұзақ жол берілетін ағымдағы жүктеме кезінде желідегі қуаттың жоғалуы, кВткм, 2 бойынша анықталады,
Кз - желінің жүктелу коэффициенті.
Желінің жүктелу коэффициенті мына формула бойынша анықталады:
Кз=IрIдоп.
(3.23)
Желілердегі электр энергиясының жыл сайынғы нақты шығындары мына формула бойынша анықталады:
Э =Рд
(3.24)
мұндағы - жылына жұмыс сағаттарының келтірілген саны мынадай формула бойынша айқындалады:
-
=
(3.25)
Желінің электр энергиясының жыл сайынғы шығындарының құны
Спл = СоЭ
(3.26)
мұндағы Со - 1 кВтч электроэнергия құны, теңгекВтсағ, тапсырма бойынша анықталады.
Амортизациялық аударымдардың құны мынадай формула бойынша есептеледі:
Сал = лКл
(3.27)
мұнда л - желілердегі жыл сайынғы амортизациялық аударымдар, , 1 бойынша анықталады.
Жыл сайынғы пайдалану шығыстары мынадай формула бойынша айқындалады:
Сэл = Спл+Сал
(3.28)
Жылдық есептік шығындар мына формула бойынша анықталады:
Зэл = Сэл+0,125Кл
(3.29)
Түсті металды тұтыну келесідей есептеледі:
G = 6 g L
(3.30)
Мұндағы g - 1 км желінің салмағы, ткм.
(3.21) - (3.30) формулалары бойынша есептеу мысалы 95 мм2 қимасы бар сым үшін көрсетілген:
Кл = 19 2305= 43795 мың. тенге,
Рд = 134 0,198 2 19 = 1008,216 кВт,
= сағ,
Э = 1008,216 · 4850 · 10-3 = 4889,848 мың.кВт сағжыл,
Спл = 2,9 · 4889,848 = 14180,558 мың.тенгежыл,
Сал = 0,02 · 43795= 875,9 мың.тенгежыл,
Сэл = 14180,558 + 875,9 = 15056,458 мың.тенгежыл,
Зэл= 15056,458 + 0,125 · 43795 = 20530,833 мың.тенгежыл,
G = 6 0,385 19 = 44 т.
Қалған бөлімдер үшін есептеулер ұқсас, есептеу нәтижелері 3.2 кестеде келтірілген.
Жылдық есептік шығындардың ең аз мәніне Зл =13547,305 мың.теңгежыл сәйкес 240 мм[2] қиманы қабылдаймыз.
Кесте 3.2-35 кВ сызықтың экономикалық тұрғыдан орынды қимасын таңдау
S,
мм[2]
Iраб,
А
Iдоп,
А
Кз
Кз[2]
ΔРн,
кВткм
G, ткм
φл, %
L, км
С, мын.тенгежыл
Со, тенгекВт·сағ
τ, сағ
95
146
330
0,444
0,198
134
1,16
2
19
2305
2,9
4850
120
146
380
0,386
0,149
140
1,47
2
19
2417
2,9
4850
150
146
445
0,33
0,109
149
1,85
2
19
2550
2,9
4850
185
146
510
0,288
0,083
161
2,31
2
19
2703
2,9
4850
240
146
610
0,24
0,058
176
3
2
19
2937
2,9
4850
3.2 кестенің жалғасы
S,
мм[2]
Кл, мын.тенге
ΔРд,
кВт
ΔЭ,
мын.кВт·сағжыл
Спл,
мын.тенгежыл
Сал,
мын.тенгеж
Сэл,
мын.тенгежыл
Зэл,
мын.тенге
G,
т
95
43795
1008,216
4889,848
14180,558
875,9
15056,458
20530,833
44
120
45923
792,68
3844,498
11149,044
918,46
12067,504
17807,879
56
150
48450
617,158
2993,216
8680,327
969
9649,327
15705,577
70
185
51357
507,794
2462,801
7142,123
1027,14
8169,263
14588,888
88
240
55803
387,904
1881,334
5455,87
1116,06
6571,93
13547,305
114
3.3.3 ажыратқыштарды, бөлгіштерді, қысқа тұйықтағыштарды таңдау
Ажыратқыштарды, бөлгіштерді және қысқа тұйықтағыштарды таңдау үшін K2 нүктесінде қ.т тогын есептеу керек. 3.2-суретке сәйкес қ.т. нүктесіне дейінгі жалпы кедергі:
(3.31)
мұндағы хо - 1 км желінің индуктивті кедергісі, 0,4 Омкм тең.
(3.32)
мұндағы r0 - 1 км желінің активті кедергісі, келессі формуламен анықталады:
(3.33)
мұндағы - алюминий сымдарының меншікті өткізгіштігі, 32 мОм мм[2]
тең, [12].
Омкм,
К2 нүктесіне дейінгі жалпы кедергі:
.
К2 нүктесіндегі қ.т тогы тең:
Ажыратқыштарды, бөлгіштерді және қысқа тұйықтағыштарды таңдаудың есептік шарттары: Uн = 35 кВ, Iр.max = 292 А.
Таңдау шарттарын қанағаттандыратын РНД - 351000У1 типті ажыратқышты, ОД - 35630У1 типті ажыратқышты және КРН - 35У1 қысқа тұйықтағышты таңдаймыз:
3.3 Кесте
Тексеру формуласы
Номиналды параметрлері
Есептік параметрлері
РНД-351000У1
ОД-35630У1
КРН-35У1
Uном.аUном.у
35кВ
35кВ
35кВ
35кВ,
Iном.аIр.max
1000 А
630 А
1000 А
267,4 А
iдин.номiу.расч
63 кА
42 кА
80 кА
4,12 кА
I[2]терм.·tтерм. Вk.расч
252 · 4 = 2500 кА2с
12,52 · 4 = 625 кА2с
12,52 · 4=625 кА2с
4,13 кА2с
3.3.4 НТҚС күштік трансформаторларын таңдау
НТҚС-да техникалық деректері бар ТДНС-16000 35 типті екі трансформаторды орнатамыз:
Sн = 16000 кВ · А,
Iхх = 0,75,
Uкз = 8, Рхх = 21 кВт,
Ркз = 90 кВт.
3.3.5 35 кВ қоректендіруші желілердің техникалық-экономикалық көрсеткіштері
240 мм2 қимасы бар 35 кВ әуе желісін салу құны Кж = 55803 мын.тенге.
Металл конструкциялардағы шиналардың бір жүйесімен 35 кВ ашық тарату құрылғысында Орнатылатын ЖЗTEL түріндегі ажыратқыштары бар шығатын желілердің екі камерасының құны:
Кв=2 · Св
(3.31)
Св - ажыратқыштың құны, мын.тенге, 2 бойынша анықталады.
Кв = 2·888,42 = 1776,84 мын.тенге.
Жалпы күрделі шығындар:
К = Кл + Кв
(3.32)
К = 55803 + 1776,84 = 57579,84 мын.тенге.
Пайдалану шығындары тең:
Сэ=Спл+Сал+Сав
(3.33)
мұндағы Сав -ажыратқыштарға арналған күрделі шығындардан 4,4 шамаға тең жыл сайынғы амортизациялық аударымдар.
Сэ= 6571,93 + 0,044 · 1776,84 = 6650,111 мың.тенгежыл.
Жылдық есептік шығындар:
З = 6650,111 + 0,125 · 57579,84 = 13847,591 мын.тенгежыл.
3.3.6 НТҚС трансформаторларының техникалық- экономикалық көрсеткіштері.
Сыртқы орнату кезінде ТДНС-1600035 типті екі трансформатордың құны:
Кт = 2 · 7548 = 15096 мың. тенге.
Темірбетон конструкцияларында АТҚ-35-те орнатылған айырғыштары, бөлгіштері, қысқа тұйықтағыштары бар екі енгізу құны құрайды:
Крн = 2 · 595,68 = 1191,36 мың. тенге.
Жалпы күрделі шығындар:
К = 15096 + 1191,36 = 16287,36 мың. тенге.
Трансформаторлардағы келтірілген қуат шығындары мына формула бойынша анықталады:
Рт' = 2 · (Рхх[']+К[2] Ркз['])
(3.34)
мұнда Рхх['] - бос жүру кезінде белсенді қуаттың келтірілген шығындары, кВт;
Ркз['] - трансформатордың мысындағы белсенді қуаттың келтірілген шығындары (қысқа тұйықталу шығындары),кВт.
Рхх[']= Рхх+Кип.Sнт
(3.35)
Ркз[']=Ркз[']+ Кип · Sнт
(3.36)
мұндағы Кип - шығындардың өзгеру коэффициенті, кВтквар.
Рхх' = 21+0,07 ·16000 · 0,75100 = 29,4 кВт,
Ркз' = 90+0,07 · 16000 · 8100 = 179,6 кВт,
Рт' = 2 · (29,4 + 0,55[2] · 179,6) = 167,458 кВт.
Электр энергиясының шығындары:
Эт= 2 · (Рхх' Тг + К[2] Ркз['] )
(3.37)
Эт = 2 · (29,4 · 8760+0,55[2] · 179,6 · 4850) = 1042,079 мың.кВт сағжыл.
Трансформаторлардағы шығындардың құны:
Спт=1040,079 · 2,9 = 3022,03 мың.тенгежыл.
Амортизациялық аударымдардың құны мынадай формула бойынша айқындалады:
Сат = Кт ·т
(3.38)
мұндағы т - күштік жабдық үшін жыл сайынғы амортизациялық аударымдар, , 4,4% тең.
Сат = 16287,36 · 0,044 = 716,644 мың.тенгежыл.
Пайдалану шығындары тең:
Сэт = 716,644 + 3022,03 = 3738,674 мың.тенгежыл
Жылдық есептік шығындар:
Зт = 3738,674 + 0,125 · 16287,36 = 5774,594 мың.тенгежыл
Қоректендіруші желілер мен НҚТС трансформаторларының техникалық-экономикалық көрсеткіштерін 3.4-кестеге келтіреміз.
3.4 кесте
Атауы
К, мың.тенге
Сэ, мың.тенгежыл
Зэ, мың.тенгежыл
Э, мың.кВт сағжыл
G, т
желілер
57579,84
6650,111
13847,591
1881,334
114
Трансформаторлар
16287,36
3738,674
5732,34
1042,03
-
барлығы
73867,2
10388,785
19622,185
2923,413
114
3.4 Екінші нұсқа. Uн = 110 кВ
3.4.1 Ажыратқыштарды таңдау. 2-нұсқадағы есептеу формулалары 1-нұсқада келтірілген формулаларға сәйкес келеді.
(3.8) Бойынша есептік ток
Ip=.
(3.10) бойынша максималды жұмыс тогы
Ip.max=.
Бастапқы схемаға сәйкес (3.1б сурет) біз 3.2б суретте көрсетілген алмастыру сызбасын құрамыз және қ.т нүктесіне қатысты салыстырмалы негіз жағдайында алмастыру схемасының параметрлерін анықтаймыз.
3.3.1 бойынша жүйенің кедергісі тең.
Базистік ток (3.18) бойынша:
Iб=.
Қасқа тұйықталу тогы тең:
Iпо=кА.
[6] бойынша номинальді мәндермен ВВTEL-110-630-20У1ажыратқышын таңдаймыз:
Uн=110 кВ,
Iн=630 А,
Iотк=20 кА.
Бұл ажыратқыш 3.5-кестеге енгізілген есептік шарттарға сәйкес келеді.
Кесте 3.5 - ажыратқышты таңдау
Таңдау шарты
Номинальді мәндері
Есептік мәндері
UнвUн уст
110 кВ
110 кВ
IномIрmax
1000 А
94 А
Iн.откIр.отк
20 кА
5,7 кА
3.4.2 110 кВ.жеткізу желілері үшін біз AC маркалы болат алюминий сымын қабылдаймыз. Қуат сызықтары болат тіректерде екі қатарлы.
Техникалық шарттарға сәйкес сымның көлденең қимасын таңдаймыз.
1) жұмыс тогымен қыздыру бойынша:
Iр = 46,666 А,
Iрmax = 93,332 А.
Есептік токпен қыздыру шарты IдопIр болып табылады
[2] біз Iдоп=265 А номиналды деректері бар 70 мм қимасы бар AC маркалы сымды таңдаймыз және апаттық режимде жұмыс жағдайын тексереміз
1,3 IдопIр.max
IдопIр
265 46,666 А,
1,3 Iдоп Iр.max
344,5 93,332 А.
АС-70 мен Iдоп =265А жұмыс тогымен қыздыру шартын қанағаттандырады;
2) сымдарды коронациялау шарты бойынша Sк=70 мм[2] қимасын қабылдаймыз;
3) механикалық беріктік шарты бойынша Sм=70 мм[2] қимасын аламыз;
4) 110 кВ жағынан кернеудің рұқсат етілген жоғалуы бойынша сымның таңдалған қимасы тексерілмейді.
Осылайша, техникалық шарттар бойынша сызықтың ең аз рұқсат етілген қимасы 70 ммқимасы болып табылады.
Экономикалық тұрғыдан орынды қиманы анықтау бірінші нұсқадағыдай техникалық-экономикалық есептеулер негізінде жүзеге асырылады. Есептеулердің барлық нәтижелері 3.6-кестеде келтірілген.
Жылдық есептік шығындардың ең аз мәніне сәйкес Зл = 9272,923 мың теңгежыл 95 мм[2] қиманы қабылдаймыз.
Кесте 3.6-110 кВ сызықтың экономикалық тұрғыдан орынды қимасын таңдау
S,
мм[2]
Iраб,
А
Iдоп,
А
Кз
Кз[2]
ΔРн,
кВткм
G, ткм
φл, %
L, км
С, мың.тенге
жыл
Со, тенгекВт·ч
τ, сағ
95
47
265
0,176
0,031
125
0,825
2
19
2754
2,9
4850
120
47
330
0,141
0,02
134
1,16
2
19
2846
2,9
4850
150
47
380
0,123
0,015
140
1,47
2
19
2968
2,9
4850
3.6 кестенің жалғасы
S,
мм[2]
Кл, мың.тенге
ΔРд,
кВт
ΔЭ,
кВт·сағжыл
Спл,
мың.тенгежыл
Сал,
мың.тенгежыл
Сэл,
мың.тенгежыл
Зэл,
мың.тенге
G,
т
95
52326
147,3
714,405
2071,776
1046,52
3118,293
9659,046
31,3
120
54074
101,824
493,859
1432,193
1081,48
2513,673
9272,923
44
150
56392
80,232
389,123
1128,458
1127,84
2256,298
9305,298
56
3.4.3 Ажыратқыштарды, бөлгіштерді, қысқа тұйықтағыштарды таңдау
Ажыратқыштарды, бөлгіштерді және қысқа тұйықтағыштарды таңдау үшін K2 нүктесінде қ.т тогын есептеу керек. 3.2-суретке сәйкес қ.т нүктесіне дейінгі жалпы кедергі:
.
(3.31) және (3.32) бойынша әуе желісінің индуктивті және белсенді кедергісі тең:
Омкм,
К2 нүктесіне дейінгі жалпы кедергі:
К2 нүктесіндегі қ.т тогы тең:
Таңдау шарттарын қанағаттандыратын РНД-1101000У1, ОДЗ-110Б1000УХЛ1 типті бөлгіш, КЗ-110Б-У1типті қысқа тұйықтағыш түрін таңдаймыз.
Кесте 3.7
Тексеру формуласы
Номиналды параметрлері
Есептік параметрлері
РНД-1101000У1
ОД-110Б1000У1
КЗ-110Б-У1
Uном.аUном.у
110 кВ
110 кВ
110 кВ
110 кВ
Iном.аIр.max
1000 А
1000 А
1000 А
94 А
iдин.номiу.расч
80 кА
80 кА
32 кА
7,77 кА
I[2]терм.·tтерм. Вk.расч
31,52 · 4 = 3969 кА2с
31,52 · 3 = 2376 кА2с
12,52 · 3 = 469 кА2с
19,76 кА2с
3.4.4 НТҚС күштік трансформаторларын таңдау
НТҚС-да техникалық деректері бар ТДН-16000 110 типті екі трансформаторды орнатамыз
Sн=16000 кВ А,
Iхх = 0,85%,
Uкз = 10,5%,
Рхх = 26 кВт,
Ркз = 85 кВт.
3.4.5 110 кВ қоректендіруші желілердің техникалық-экономикалық көрсеткіштері
Металл конструкциялардағы шиналардың бір жүйесімен 110 кВ ашық тарату құрылғысында Орнатылатын ВВTEL (Q1,Q2) үлгісіндегі ажыратқыштары бар шығатын желілердің екі камерасының құны құрайды
Кв = 2 ∙ 1973,7 = 3947,4 мың.тенге.
95 мм қимасы бар АС маркалы сыммен орындалатын болат тіректердегі 110 кВ ӘЖ құрылысының құны КЛ = 54074 мың теңгежылына тең.
Күрделі жиынтық шығындар:
К = 54074 + 3947,4 = 58021,4 мың.тенге.
Пайдалану шығындары:
Сэ = 2513,673 + 0,044 · 3947,4 = 2687,359 мың.тенгежыл.
Жылдық есептік шығындар
З = 2687,359 + 0,125 · 58021,4 = 9940,034 мың.тенге.
3.4.6 НТҚС трансформаторларының техникалық-экономикалық көрсеткіштері
Сыртқы орнату кезінде ТДН-16000110 екі трансформаторының құны:
Кт = 2 ·10812 = 21624 мың. тенге.
Темірбетон конструкцияларында 110 кВ АТҚ-да орнатылған ажыратқыштары мен қысқа тұйықтағыштары бар екі кірудің құны тең:
Крн = 2 · 971,04 = 1942,1 мың.тенге.
Күрделі жиынтық шығындар:
К = 21624 + 1942,1 = 23566,1 мың.тенге.
Жыл сайынғы пайдалану шығыстары (Сэ) трансформаторлардағы шығындарға жұмсалатын электр энергиясының құнынан және қысқа тұйықтағыштар мен айырғыштары бар трансформаторлар мен кірмелерге амортизациялық аударымдардың құнынан құралады.
Бос тұрған кезде белсенді қуаттың келтірілген шығындары тең:
Рхх'= 26+0,07 ·16000 · 0,85100 = 35,5 кВт.
Трансформатордың мысында келтірілген қуат шығыны (қысқа тұйықталу шығыны) тең:
Ркз'= 85 + 0,07 · 16000 · 10,5100 = 203 кВт.
Трансформаторда келтірілген қуат шығындары (Рт[']), кВтсағ құрайды:
Рт' = 2 · (35,5 + 0,552 · 203) = 193,8 кВт.
Трансформаторлардағы электр энергиясының шығындары:
Эт = 2 ·(35,5 · 8760 + 0,552 · 203 · 4850) = 1217,613 мың.кВт сағжыл.
Трансформаторлардағы шығындардың құны:
Спт = 2,9 · 1217,613 = 3531,077 мың.тенгежыл.
Жыл сайынғы амортизациялық аударымдар:
Сат = 0,044 · 23566,1 = 1036,906 мың.тенгежыл.
Жалпы пайдалану шығындары:
Сэт = 3531,077 + 1036,906 = 4567,985 мың.тенгежыл.
Жылдық есептік шығындар тең.
Зт=4567,985 + 0,125 · 23566,08 = 7513,735 мың.тенгежыл.
Сыртқы электрмен жабдықтау схемасының екі нұсқасы үшін техникалық-экономикалық есептеулердің нәтижелері 3.8-кестеде келтірілген.
3.8 кесте Техникалық-экономикалық есептеулердің нәтижелері
Нұсқа
К, мың.тенге
Сэ,
Зэ,
Э,
G, т
35 кВ
73867,2
10388,785
19622,185
2923,413
114
110 кВ
81587,48
7255,344
17453,766
1711,472
44
Өтелу мерзімі бойынша нұсқаларды салыстыра отырып, біз аламыз:
жыл,
Бұл нормативтік мерзімнен аз. Сондықтан зауыттың электрмен жабдықтау жүйесі үшін №2 нұсқа қабылданады.4 Зауыттың ішкі электрмен жабдықтау жүйесі
Зауыт ішіндегі электрмен жабдықтаудың нұсқалары ретінде біз 6 және 10 кВ кернеуі бар екі нұсқаны қарастырамыз.
4.1 Цехтық трансформаторлық қосалқы станция трансформаторларының саны мен қуатын алдын ала таңдау
1000 В дейінгі электр энергиясын тұтынушыларды цехтық қосалқы станциялар (ТП) мен таратушы құрылғылар арасында бөлу жүктемелер картограммасы негізінде 4.1-кестеде орындалды.
ТП және ТҚ цехтары кіріктірілген түрде қабылданады. ТП және ТҚ орналастыру нұсқалары 4.1 және 4.2 суреттерде көрсетілген.
ТП трансформаторларының саны мен қуатын алдын ала таңдау электрмен жабдықтау сенімділігінің талап етілетін дәрежесі және зауытта 1000 В дейін электр энергиясын тұтынушылардың ТП арасында бөлу негізінде жүргізіледі. Барлық тұтынушылар I және II санатқа жатады, сондықтан TP екі жұмыс трансформаторымен орындалады. Қалыпты жұмыс режимі - трансформаторлардың бөлек жұмысы, бұл қысқа тұйықталу токтарын азайту үшін қарастырылған және трансформатордың НН жағында жеңіл және арзан жабдықты қолдануға мүмкіндік береді. Трансформаторлардың номиналды қуаты қалыпты режимдегі трансформаторлардың экономикалық жұмыс жағдайларына (60-80%) және авариялық режимдегі рұқсат етілген шамадан тыс жүктемеге (40% Sun) сүйене отырып, есептік қуаты бойынша таңдалады.
ТП-ны алдын-ала таңдау бірінші нұсқаның 1-шеберханасы үшін көрсетілген. TP1 төмен кернеулі шиналардағы есептелген жүктеме
Рр = 1618 кВт,
Qр = 1625 квар,
Sр = 2294 ВА.
Толық есептеу жүктемесінің мәні бойынша біз TP 1-де әрқайсысының қуаты 1600 кВ болатын екі трансформаторды орнатуды жоспарлап отырмыз. Трансформаторларды қалыпты режимде жүктеу:
Кз = 2294 (21600 ) = 0,72.
Трансформаторларды апаттан кейінгі режимде жүктеу (бір трансформатор істен шыққан кезде) тең:
Кз = 2294 1600 = 1,44.
Қалған ТП трансформаторларының саны мен қуатын алдын-ала таңдау ұқсас және 4.1-кестеде келтірілген.
Кесте 4.1-трансформаторларды алдын ала таңдау
ТП Номірі
Тұтынушылар эл.энергиясын
Бас жоспар бойынша ТК орналасқан жері
Рр,
кВт
Qр, квар
Sр, кВА
Sнт, кВА
Кз
Кз.ав
Нұсқа 1 - 6 кВ
ТП1
Цех №4
Цех №4
1618
1625
2294
2х1600
0,72
1,44
ТП2
Цех №3
Цех №3
1168
1163
1648
2х1000
0,82
1,64
ТП3
Цех №8
Цех №8
967
949
1355
2х1000
0,67
1,36
ТП4
Цех №1
Цех №1
629
516
814
2х630
0,645
1,29
ТП5
Цех №6
Цех №6
1682
1480
2241
2х1600
0,7
1,4
ТП6
Цех №6
Цех №6
1682
1480
2241
2х1600
0,7
1,4
ТП7
Цех №9, 2, 5
Цех №9
1125
590
1283
2х1000
0,67
1,28
ТП8
Цех №10, 11
Цех №10
675
598
902
2х630
0,715
1,43
ТП9
Цех №7
Цех №7
503
511
717
2х630
0,57
1,15
Нұсқа 2 - 10 кВ
ТП1
Цех №4
Цех №4
1618
1625
2294
2х1600
0,72
1,44
ТП2
Цех №3
Цех №3
1168
1163
1648
2х1000
0,82
1,64
ТП3
Цех №8
Цех №8
967
949
1355
2х1000
0,67
1,36
ТП4
Цех №1
Цех №1
629
516
814
2х630
0,645
1,29
ТП5
Цех №6
Цех №6
1682
1480
2241
2х1600
0,7
1,4
ТП6
Цех №6
Цех №6
1682
1480
2241
2х1600
0,7
1,4
ТП7
Цех №9, 2, 5
Цех №9
1125
... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Мұнай-химия өнеркәсібі - табиғи жанғыш газдар мен мұнайды өңдеу өнімдері негізінде синтетикалық материалдар мен бұйымдар өндіруді қамтитын ауыр өнеркәсіп саласы. Мұнай-химия өнеркәсібінде негізгі органикалық синтез өнімдері (пропилен, этилен, полиэтилен, жуғыш заттар, беттік белсенді заттар, минералды тыңайтқыштардың кейбір түрлері), синтетикалық каучук, резеңке бұйымдары (резеңке бұйымдар, шиналар, халық тұтынатын тауарлар), асбест өнімдері.
Мұнай-химия өнеркәсібінің дамуы өте жоғары қарқынмен және өндіріс тиімділігінің тұрақты өсуімен сипатталады. Өнеркәсіпте жоғары мамандандырылған ірі тоннажды өндіріс орындары құрылуда, жоғары өнімді зауыттар енгізілуде, каталитикалық жүйелер жетілдіріліп, автоматтандырылған басқару жүйелері енгізілуде.
Мұнайды бастапқы айдауға арналған құрамдастырылған қондырғыларды салуда үлкен экономикалық артықшылықтарға қол жеткізіледі, олар оны дайындау мен өңдеудің бірқатар технологиялық және энергетикалық процестерін қамтиды. Мұндай процестерге электрлік сусыздандыру, электрлік тұзсыздандыру, мұнайды атмосфералық айдау, мазутты вакуумда айдау, жеңіл бензиндерді тұрақтандыру, газдарды сіңіру, жеңіл өнімдердің құрамдас бөліктерін шаймалау, бензин фракцияларын қайталама айдау және т.б. Кейде біріншілік айдау процестері қайталама процестермен біріктіріледі: каталитикалық крекинг, кокстеу және т.б. Мұнай өңдеу зауыттарында процестерді біріктіру кезінде негізгі өндірістік қуаттарды ықшам орналастыруға қол жеткізіледі, технологиялық және энергетикалық коммуникациялар саны азаяды, энергия көлемі, жалпы зауыттық объектілер қысқарады, және техникалық қызмет көрсететін персоналдың саны қысқарады. Біріктірілген қондырғыларда энергияның, металдың және күрделі салымдардың үлестік шығыны жеке технологиялық қондырғылары бар кәсіпорындармен салыстырғанда әлдеқайда аз.
1 Кешеннің есептелген электр жүктемелерін анықтау
1.1 Электр энергиясын тұтынушылардың және өндірістік үй-жайлардың қоршаған ортасының қысқаша сипаттамасы
Кәсіпорынның электр энергиясын тұтынушылар жиілігі 50 Гц және кернеуі 0,38 кВ үш фазалы айнымалы ток тұтынушылары болып табылады.
Өндірістік үй-жайлар мен электр энергиясын тұтынушылардың қоршаған ортасының қысқаша сипаттамасы 1.1-кестеде келтірілген.
Кесте 1.1 - Өндірістік үй-жайлар мен электр энергиясын тұтынушылардың ортасының қысқаша сипаттамасы
Жоспарға сәйкес нөмір
Цех атауы
ЭҚЕ бойынша сенімділік санаты
Өндірістік орта
1
№1 Цех
I, II
жарылыс қауіпті
2
Тоңазытқыш қондырғылары
I, II
жарылыс қауіпті
3
№ 1 циркуляциялық сорғы
I, II
жарылыс қауіпті
4
№2 циркуляциялық сорғы
I, II
жарылыс қауіпті
5
Компрессорлық станция
I, II
жарылыс қауіпті
6
Электрогидраттар
I, II
жарылыс қауіпті
7
№1 сорғы бөлмесі
I, II
жарылыс қауіпті
8
№2 сорғы бөлмесі
I, II
жарылыс қауіпті
9
№ 1 зертхана
II, III
қалыпты
10
Сорғы ХМЦ
I, II
жарылыс қауіпті
11
№3 сорғы бөлмесі
I, II
жарылыс қауіпті
1.2 Кәсіпорын цехтары үшін есептелген электр жүктемелерін анықтау
Есептелген электр жүктемелерін есептеу сұраныс коэффициенті әдісі бойынша жүргізіледі, оған сәйкес i-ші цехтың есептелген белсенді қуаты Рpi, кВт мына формула бойынша анықталады:
(1.1)
мұндағы Kс - i-ші цехтың сұраныс коэффициенті, [1] арқылы анықталады.
Pнi - i-ші цехтың номиналды белгіленген қуаты, тапсырма бойынша анықталады, кВт.
i-ші цехтың есептік реактивті қуаты Qpi, квар мына формуламен анықталады:
(1.2)
мұндағы - сәйкес келетін реактивті қуаттың коэффициенті, [1] арқылы анықталады.
Цех жарықтандыруының есептелген белсенді қуаты, Ppoi, кВт мына формула бойынша анықталады:
(1.3)
- жарықтандыруға сұраныс коэффициенті, [1] арқылы анықталады;
- меншікті қуат, Вт, [1] арқылы анықталады;
Fi - цех еденінің ауданы, бас жоспар бойынша анықталады, м[2].
Qpoi - цехын жарықтандырудың есептік реактивті қуаты, квар мына формула бойынша анықталады:
(1.4)
мұндағы - cosoi сәйкес келетін реактивті қуаттың коэффициенті, [1] арқылы анықталады.
Цехтың толық есептеу жүктемесі Spi, кВА, мына формула бойынша анықталады:
(1.5)
Мысалы, (1.1) - (1.5) формулалары арқылы 1-ші цехтың жүктемесін есептейік:
= 0,8 700 = 560 кВт,
= 0,88 560 = 493 квар,
= 0,95 0,012 6000 = 69 кВт,
Qроi = 0,33 69 = 23 кВт,
Sp1= кВА.
Кешеннің қуат және жарықтандыру жүктемелерінің есебі сәйкесінше 1.2 және 1.3 кестелерде жинақталған.
Кесте 1.2 - Цехтердің электр жүктемелерінің есебі
Тұтынушының атауы
Рн, кВт
Кс
cos
tg
Рр, кВт
Qр, квар
Қуат жүктемесі 0,4 кВ
Цех №1
700
0,8
0,75
0,88
560
493
Тоңазытқыш қондырғылары
520
0,65
0,8
0,75
338
254
№ 1 циркуляциялық сорғы
1500
0,75
0,7
1,02
1125
1148
№2 циркуляциялық сорғы
2100
0,75
0,7
1,02
1575
1610
Компрессорлық станция
250
0,75
0,8
0,75
188
143
Электрогидраттар
4200
0,8
0,75
0,88
3360
2960
№1 сорғы бөлмесі
830
0,6
0,7
1,02
500
510
№2 сорғы бөлмесі
1400
0,65
0,7
1,02
910
930
№ 1 зертхана
200
0,4
0,95
0,33
80
27
Сорғы ХМЦ
870
0,5
0,75
0,88
435
385
№3 сорғы бөлмесі
350
0,6
0,75
0,88
210
185
Барлығы 0,4 кВ
9281
8645
Қабылдағыштар 6 кВ
Компрессорлық станция АД 8х1000
8000
0,75
0,9
0,484
6000
2880
Барлығы 6 кВ
6000
2880
Кесте 1.3 - Цехтардың жарықтандыру және электр жүктемелерін есептеу
Цех атаулары
F, м[2]
Руд.о, Втм[2]
Рно, кВт
Ксо
Рро, кВт
tg0
Qро,
кВт
Рр+Рро,
кВт
Qр+Qро,
квар
Sр,
кВА
0,4 кВ Қабылдағыштар
Цех №1
6000
12
72
0,95
69
0,33
23
629
516
814
Тоңазытқыш қондырғы
1800
12
22
0,95
20
0,33
7
358
261
443
№ 1 циркуляциялық сорғы
5000
9,1
46
0,95
43
0,33
15
1168
1163
1648
№2 циркуляциялық сорғы
5000
9,1
46
0,95
43
0,33
15
1618
1625
2293
Компрессорлық станц
16000
9,1
146
0,95
139
0,33
46
327
189
378
Электрогитары
4300
8,5
36
0,95
23
0,33
7
3363
2961
4481
№1 сорғы бөлмесі
4300
8,5
36
0,95
23
0,33
7
503
511
717
№2 сорғы бөлмесі
5000
12
60
0,95
57
0,33
19
967
949
1355
№ 1 зертхана
3700
19,5
360
0,95
342
0,33
113
440
140
462
Сорғы ХМЦ
2800
10
25
0,95
27
0,33
9
462
412
619
№3 сорғы бөлмесі
4370
8,5
36
0,95
23
0,33
7
213
186
283
Аумақты жарықтандыру
452340
0,16
73
1,0
73
-
-
73
-
73
Барлығы 0,4 кВ
-
-
-
-
882
-
-
10121
8913
13460
6 кВ қабылдағыштар
АД 8х1000
6000
2880
Барлығы 6 кВ
6000
2880
6655
1.3 Жалпы кәсіпорынның есептік электр жүктемесін анықтау
Кәсіпорынның есептік толық қуаты цехтардың есептік белсенді және реактивті жүктемелері бойынша зауыт аумағының есептік жүктемесі мен жарықтандырылуын, цехтық қосалқы станциялардың трансформаторларындағы қуат ысырабын және басты төмендеткіш қосалқы станцияны ескере отырып, реактивті қуаттың орнын толтыруды ескере отырып айқындалады.
1000 В дейінгі электр қабылдағыштардың жалпы есептелген қуаты мен жарықтандыру жүктемелері тең
Рр + Ppo = 10121 кВт,
Qp + Qpо = 8913 квар.
Цехтың трансформаторлары мен бас төмендететін қосалқы станциялар әлі таңдалмағандықтан, біз олардағы қуат шығынын шамамен қарастырамыз. Активті қуат жоғалтулары Рт, кВт, мына формула бойынша есептейміз:
Рт=0,02Sp
(1.6)
Реактивті қуат жоғалтуын Qт, квар, мына өрнек бойынша анықтаймыз:
Qт=0,1Sp
(1.7)
Толық қуат Sp, кВА, тең:
(1.8)
Мысалы, (1.6)-(1.8) формулалары бойынша есептеулер жүргіземіз:
Pт=0,02 13460 = 269 кВт,
Qт=0,1 13460 = 1346 квар,
= 13460 кВА.
Компенсациялайтын құрылғылардың жалпы зауытқа қажетті қуаты Qку, квар, мына формула бойынша анықталады:
Qку = Pс.г (tg ест. tg н)
(1.9)
мұндағы Рс.г - зауыттың орташа жылдық активті қуаты, кВт;
tg ест - жыл бойынша орташа өлшенген коэффициентке сәйкес келеді;
tg н - қуат коэффициентінің қалыпты мәніне сәйкес келеді.
Цех кешенінің орташа жылдық белсенді жүктемесі тең:
Pс.г= , кВт
(1.10)
мұндағы Pp - күштік жүктеме максимумдарының әртүрлі уақыт коэффициентін ескере отырып, зауыттың есептік белсенді қуаты;
Tма - максималды активті жүктемені қолдану уақытынын саны, 6200 сағ., [1];
Тг - зауыттың электр энергиясын тұтынушыларының жұмыс сағаттарының жылдық саны, 8760 сағ.жыл [1].
Жиынтық есептік белсенді қуаты P, кВт, мынадай формула бойынша анықталады:
P =Pp Kр.м+Ppo+Pт
(1.11)
мұндағы Кр.м - максималды қуат жүктемесінің уақыт айырмашылығының коэффициенті, 0,95 [2].
tg ест.=
(1.12)
мұндағы Qp - қуат жүктемесінің максимумдарының уақыт айырмашылығының коэффициентін ескере отырып, қондырғының есептелген реактивті және белсенді қуаты;
Tмр - жылына максималды реактивті қуатты пайдалану сағаттарының жылдық саны, сағ, (Тмр=1,1Тма).
Жалпы есептелген реактивті қуат Q, квар мына формула бойынша анықталады
Q =Qp Kр.м + Qpo+ Qт
(1.13)
(1.11), (1.13) формулалар бойынша белсенді және реактивті қуатты есептейміз:
Р=(9281+6000) 0,95+822 +269=15608 кВт,
Q=(8645+2880)0,95+250+1346=12545 квар.
(1.10) Бойынша орташа жылдық белсенді жүктеме үшін есептеу жүргіземіз:
Рсг=.
(1.12) Бойынша tg ест есептеу жүргіземіз:
ест. =.
Компенсациялық құрылғылардың қуатын (1.9)сәйкес есептейміз:
Qку = 11047 (0,89 0,33) = 6186 квар.
Біз жалпы қуаттылығы 16х400 квар болатын компенсаторлық құрылғыларды орнатуға қабылдаймыз.
Өтелмеген қуат Qнеск,, квар шиналардағы 6 кВ тең.
Qнеск = Qp Qку.ном
(1.14)
Qнеск = 12545 6400 = 6145 квар.
Компенсациялық құрылғылардағы қуат жоғалуын анықтаймыз Pку, кВт:
Pку = Руд Qку
(1.15)
Мұндағы Руд - Qку-дан 0,2% құрайтын белсенді қуаттың үлестік шығыны, кВт.
Рку = 0,002 6400 = 13 кВт.
Реактивті қуаттың өтемақысын ескере отырып, 10 кВ НТҚС немесе НТП шиналарындағы Scp, кВА есептік жүктемесі тең:
S'p=
(1.16)
S'p= =16786, кВ А.
Зауытта НТҚС қарастырылады деп болжаймыз.
Трансформаторлардағы активті Рт.гпп, кВт, және реактивті Qт.гпп, қуаттың жоғалуы негізгі төмендеткіш қосалқы станция шамамен алынған формулалар бойынша анықталады:
Рт.гпп= 0,02S'p
(1.17)
Qт.гпп= 0,1S'p
(1.18)
Мәндерді (1.17) және (1.18) формулаларына қойып, есептейміз:
Pт.гпп = 0,02 16786 = 336 кВт,
Qт.гпп = 0,1 16786 = 1679 квар.
Зауыттың Жоғары кернеу жағындағы толық жобалық қуаты Sp, кВА негізгі төмендетілген қосалқы станцияға тең болады:
Sp =
(1.19)
Sp == 17782, кВА.
2 Картограмманы есептеу және құру, кешеннің электр жүктемелерінің орталықтарын анықтау
НТҚС, НТП орнын анықтау үшін электрмен жабдықтау жүйесін жобалау кезінде өнеркәсіптік кәсіпорынның бас жоспарына жүктеме картограммасы қолданылады, ол бас жоспарға орналастырылған шеңбер болып табылады. Әрбір цех үшін өз шеңбері қолданылады, оның ортасы шеберхананың жүктемелер орталығына сәйкес келеді.
Белгілі бір масштабтағы шеңбердің ауданы тиісті цехтың есептелген жүктемесіне тең Si, кВт.
Si= Rim
(2.1)
Осы өрнектен шеңбердің радиусын табамыз, Ri, мм:
Ri =
(2.2)
мұнда
Spi
-
i -ші цехтың толық қуаты, кВА;
m
шеңбердің ауданын анықтауға арналған масштаб, m=5 кВАмм[2].
1000 В дейінгі және одан жоғары қуат жүктемелері шеңбердегі жеке шеңберлерде немесе секторларда бейнеленген. Жарықтандыру жүктемесі 1000 В-қа дейінгі жүктемені бейнелейтін шеңбер секторы түрінде қолданылады. Секторлық бұрыш шеберхана кешенінің белсенді конструкциясы мен жарықтандыру жүктемелерінің қатынасынан анықталады. Цехтың жарықтандыру жүктемесінің үлесі , град, мына формула бойынша анықталады
=
(2.3)
Мысалы, (2.2) - (2.3) формулалары арқылы 1-ші цех үшін есеп жүргізейік:
Ri == 7 мм,
= .
Зауыттың электр жүктемелерінің центрінің координаталарын анықтаймыз хo, м, yo, м:
хo=
(2.4)
yo=
(2.5)
мұндағы xi , yi - i - ші цехтың жүктеме центірінің координаты
Біздің жағдайда:
x0= мм,
y0=.
Электр жүктемелерінің центрін анықтауға арналған барлық есептеулер 2.1-кестеде жинақталған.
Кесте 2.1 - Жүктемелер картограммасы
цех номері
Sрсум, кВт
Ri,
см
,
град.
Xi,
мм
Yi,
мм
РрсумiXi, кВтм
РрсумiYi, кВтм
0,4 кВ қабылдағыштар
1
814
7
32
115
111
93610
90354
2
443
5,5
17
75
124
33225
54932
3
1648
10
10
33
141
54384
232368
4
2293
12
7
9
121
20637
277453
5
378
5
139
39
57
14742
21546
6
4481
17
2
12
32
53772
143392
7
717
7
12
54
15
38718
10755
8
1355
9
16
98
77
132790
104335
9
462
5,5
280
51
95
23562
43890
10
619
6,5
16
120
55
74280
34045
11
283
4,5
30
98
25
27734
7075
6 кВ Қабылдағыштар
5
6655
20,5
39
57
259545
379335
3 Сыртқы электрмен жабдықтау жүйесі
3.1 Сыртқы электрмен жабдықтау жүйесіне трансформаторлардың саны мен қуатын таңдау
Жобаланған кәсіпорында Электрмен жабдықтаудың үздіксіздігі бойынша I және II санаттағы тұтынушылар басым, сондықтан сыртқы электрмен жабдықтау үшін біз екі желіні қарастырамыз (НТҚС салу жағдайында энергия жүйесімен байланыстың екі трансформаторымен). НТҚС немесе НТП сыртқы желілерінен электр энергиясын қабылдау пункті зауыт аумағында электр жүктемелерінің есептеу орталығына сәйкес орналастырылады. НТҚС (НТП) орналасқан жері графикалық бөліктің 1-парағында жазылған. Зауытта екінші санаттағы тұтынушылар болғандықтан, НТҚС салу кезінде шиналардың екі секциясына бөлек жұмыс істейтін екі трансформаторды қабылдаймыз. Зауытты қоректендіру энергожүйенің қосалқы станциясынан жүзеге асырылады.
Қоректендіру желілері ауамен орындалады. НТҚС құрылысы жағдайында энергия жүйесімен байланыстың екі трансформаторы көзделеді.
НТҚС трансформаторларының қуатын таңдауды қалыпты және авариялық режимдерде трансформатордың жүктелу коэффициентін ескере отырып, сондай-ақ трансформаторлардың жүктелу қабілетін ескере отырып, зауыттың есептік қуаты бойынша жүргіземіз. Кәсіпорынның толық жобалық қуаты 17782 кВ-қа тең.
Біз әрқайсысының номиналды қуаты 16000 кВА болатын екі трансформаторды орнатуды жоспарлап отырмыз. Трансформатордың қалыпты және апаттан кейінгі (бір трансформатор өшірілген) режимдеріндегі жүктемесі тең
(3.1)
Кза=
(3.2)
Белгілі мәндерді жоғарыдағы формулаларға ауыстырып, анықтаймыз:
Кз=,
Кза=.
Біз тағайындалған трансформаторлардың біреуі өшірілген кезде жұмыс істеу мүмкіндігін тексереміз.
16000 кВ трансформаторлардың біреуі ажыратылған кезде, ал жұмыста қалған трансформатор рұқсат етілген 30% авариялық жүктелімді есепке ала отырып
1,3 Sнт = 1,3 16000 = 20800 кВА,
өткізіп жібере алады, яғни зауыт тұтынатын барлық қуаты.
Біз қуаттылығы 16000 кВА болатын екі трансформаторды таңдаймыз.
3.2 Сыртқы электрмен жабдықтау жүйесінің рационалды кернеуін анықтау
Зауыттың қуат көзінің ұтымды кернеуінің мәні Uрац, В, шамамен келесі формулалармен анықталады:
Uрац.нест.=3
(3.3)
Uрац=4,34
(3.4)
Uрац=16
(3.5)
Uрац=
(3.6)
Біздің жағдайда рационалды стандартты емес кернеулердің мәндері мыналарға тең:
Uрац. нест.=3+ кВ,
Uрац=4,34 кВ,
Uрац=16 кВ,
Uрац= кВ.
Цех кешенінің сыртқы электрмен жабдықтау жүйесінің қоректену желілерінің кернеуінің келесі нұсқаларын белгілейміз.
Бірінші нұсқа. Электр энергиясы энергожүйенің қосалқы стансасынан кешеннің ЖЭС-ке 35 кВ кернеуде беріледі.
Екінші нұсқа. Электр энергиясы энергожүйенің қосалқы стансасынан кешеннің ЖЭС-ке 110 кВ кернеуде беріледі.
3.3 Бірінші нұсқа Uн = 35 кВ
Электрмен жабдықтау схемасы және бастапқы деректер 3.1а суретте көрсетілген.
3.3.1 Коммутаторларды таңдау.
Біз келесі шарттарға сәйкес қосқыштарды алдын ала таңдаймыз:
UнвUн.уст
IнIp.max
Iн.откIр.отк
(3.7)
Қалыпты режимдегі номиналды ток Ip, A, мына формула бойынша анықталады:
Ip=
(3.8)
Ip= A.
Желінің максималды жұмыс тогы Ip.max, А, авариялық режимде бір желі қондырғының жүктемесін толық қамтамасыз ететін жағдайдан анықталады, яғни:
Ip.max=
(3.9)
Ip.max=A.
Q1 ажыратқышымен өшірілген токты анықтау үшін қысқа тұйықталу нүктесін К1 белгілейміз және салыстырмалы негізгі бірліктерде эквивалентті тізбектің параметрлерін анықтаймыз. Біз барлық кедергілерді негізгі қуатқа келтіреміз.
Қысқа тұйықталу тогын анықтаңыз. Ол үшін бастапқы қуат тізбегіне сәйкес К1 нүктесінде үш фазалы қысқа тұйықталу режимінің эквивалентті сұлбасын саламыз (3.2а-сурет).
Біз негізгі шарттарды қабылдаймыз Sб = Sc = 800 MBA, Uб = Ucp = 37 кВ.
110 кВ
6 (10) кВ
Q1
Q2
T1
QR1
QS1
QK1
110 кВ
6 (10) кВ
Q1
Q2
T2
QR1
QS1
QK1
35 кВ
10 кВ
а)
б)
Т1
110 кВ
6 (10) кВ
Q1
Q2
T1
QR1
QS1
QK1
110 кВ
6 (10) кВ
Q1
Q2
T2
QR1
QS1
QK1
35 кВ
10 кВ
а)
б)
Т1
Сурет 3.1 - Қуат схемалары және бастапқы деректер
Хс
Хтв
Хтс
Хл1
Хт2
115
37
6,3 (10,5)
К1
К2
а)
Хс
Хтв
Хтс
Хл1
Хт2
115
37
6,3 (10,5)
К1
К2
а)
Хс
Хл1
Хт2
115
6,3 (10,5)
К1
К2
б)
Хс
Хл1
Хт2
115
6,3 (10,5)
К1
К2
б)
Сурет 3.2-ауыстыру схемалары
Жүйенің кедергісін салыстырмалы бірліктерде мына өрнек арқылы анықтаймыз:
(3.10)
Біздің жағдайда жүйенің салыстырмалы бірліктердегі кедергісі тең
.
Салыстырмалы бірліктердегі энергия жүйесінің қосалқы станциясының үш орамалы трансформаторының кедергісі келесі ретпен анықталады.
Жүктеме кезінде кернеуді реттейтін сыртқы қондырғыға арналған ТДТН63000110 типті үш орамды трансформатор үшін номиналды қадамдардағы орамдар арасындағы қысқа тұйықталу кернеуі пайызбен мынаған тең:
=10,5 %, =17%, =6%.
Әрбір орамның қысқа тұйықталу кернеуін анықтаймыз, %
= (+)
(3.11)
= (+)
(3.12)
= (+)
(3.13)
Трансформатор орамаларының қысқа тұйықталу кернеулері:
=,
=,
=.
Салыстырмалы негізгі блоктардағы трансформатор орамаларының кедергілері:
Xтв=
(3.14)
Xтв=
(3.15)
Xтн=
(3.16)
Трансформатор орамаларының кедергісі:
Xтв=,
Xтс=,
Xтн=.
Жалпы кедергі осы формула бойынша анықталады:
Xсум=Xс+Xтв+Xтс
(3.17)
Xсум=.
Базистік ток мына формула бойынша анықталады:
(3.18)
Базистік ток тең:
.
Ажыратқыштармен өшірілген номиналды ток келесі түрде есептеледі:
Iпо=
(3.19)
Iпо=, кА.
Соққыдағы қысқа тұйықталу тогы өрнекпен есептеледі:
iу=, кА
мұнда iу - соққы коэффициенті, 1,9 деп қабылдаймыз
iу=, кА.
Iу=, кА.
BVTEL ажыратқышын таңдаймыз -35-1000-25а1 [6] бойынша номиналды деректермен:
Uн = 35 кВ,
Iн = 1000 А,
Iном. откл = 25 кВ.
Бұл ажыратқыш 3.1-кестеге енгізілген есептік шарттарға сәйкес келеді.
Кесте 3.1-ажыратқыштарды таңдау
Таңдау шарты
Номиналды деректер
Есептік деректер
UнвUн уст
35 кВ
35 кВ
IномIрmax
1000 А
292 А
Iн.откIпо
25 кА
7,2 кА
3.3.2 35 кВ желілер. Жеткізу желілері үшін айнымалы ток маркасының болат-алюминий сымын қабылдаймыз. Жеткізу желілері болат тіректердегі қос тізбекті.
Біз техникалық шарттарға сәйкес сым бөлігін таңдаймыз:
1) жұмыс тогы арқылы қыздыру
(3.8) және (3.9) өрнектері білдіреді
Iр=146 А и Iрmax= 292 А.
Номиналды токты қыздыру шарты болып табылады
IдопIр.
[2] сәйкес, номиналды деректері Iдоп = 265 А болатын көлденең қимасы 70 ммайнымалы ток АС маркалы сымды таңдаймыз және оны апаттық режимде жұмыс істеу жағдайына сәйкес тексереміз.
1,3 IдопIр.max
IдопIр
265146 А,
1,3 Iдоп Iр.max
344,5292 А.
2) сымдарды корондау жағдайында біз қиманы қабылдаймыз Sк=70 мм[2];
3) механикалық беріктік жағдайында біз Sм=70 мм[2] қиманы қабылдаймыз;
4) кернеудің рұқсат етілген жоғалуы үшін көлденең қимасын S=70 мм[2]
осы өрнек бойынша тексерміз:
Lдоп =Lu1Uдоп
(3.20)
мұндағы Lдоп - желінің рұқсат етілген ұзындығы, км;
Lu1 - 1% кернеудің жоғалтуындағы желінің ұзындығы, км;
Uдоп - желідегі рұқсат етілген кернеудің жоғалуы, %;
L - жеткізу желісінің нақты ұзындығы, км.
Lдоп= км.
Алынған мән нақты қашықтықтан (19 км) аз, осылайша қабылданған 70мм[2] қимасы желідегі рұқсат етілген кернеу жоғалтуларының мәндерін қанағаттандырмайды. Біз номиналды деректері Iдоп = 330 А болатын көлденең қимасы 95 мм2 айнымалы ток сымын таңдаймыз және кернеудің рұқсат етілген жоғалуын тексереміз.
Lдоп= км.
Экономикалық орындылық шарты бойынша біз қималарды тексереміз: 95мм[2], 120 мм[2], 150 мм[2], 185 мм[2], 240 мм[2].
Желідегі күрделі шығындар:
Кл=LC
(3.21)
мұндағы С - желінің жалпы құны, мың.тенгежыл.
Желідегі нақты шығындар мына формула бойынша анықталады:
Рд=РнКз[2]2L
(3.22)
мұндағы Рн - ұзақ жол берілетін ағымдағы жүктеме кезінде желідегі қуаттың жоғалуы, кВткм, 2 бойынша анықталады,
Кз - желінің жүктелу коэффициенті.
Желінің жүктелу коэффициенті мына формула бойынша анықталады:
Кз=IрIдоп.
(3.23)
Желілердегі электр энергиясының жыл сайынғы нақты шығындары мына формула бойынша анықталады:
Э =Рд
(3.24)
мұндағы - жылына жұмыс сағаттарының келтірілген саны мынадай формула бойынша айқындалады:
-
=
(3.25)
Желінің электр энергиясының жыл сайынғы шығындарының құны
Спл = СоЭ
(3.26)
мұндағы Со - 1 кВтч электроэнергия құны, теңгекВтсағ, тапсырма бойынша анықталады.
Амортизациялық аударымдардың құны мынадай формула бойынша есептеледі:
Сал = лКл
(3.27)
мұнда л - желілердегі жыл сайынғы амортизациялық аударымдар, , 1 бойынша анықталады.
Жыл сайынғы пайдалану шығыстары мынадай формула бойынша айқындалады:
Сэл = Спл+Сал
(3.28)
Жылдық есептік шығындар мына формула бойынша анықталады:
Зэл = Сэл+0,125Кл
(3.29)
Түсті металды тұтыну келесідей есептеледі:
G = 6 g L
(3.30)
Мұндағы g - 1 км желінің салмағы, ткм.
(3.21) - (3.30) формулалары бойынша есептеу мысалы 95 мм2 қимасы бар сым үшін көрсетілген:
Кл = 19 2305= 43795 мың. тенге,
Рд = 134 0,198 2 19 = 1008,216 кВт,
= сағ,
Э = 1008,216 · 4850 · 10-3 = 4889,848 мың.кВт сағжыл,
Спл = 2,9 · 4889,848 = 14180,558 мың.тенгежыл,
Сал = 0,02 · 43795= 875,9 мың.тенгежыл,
Сэл = 14180,558 + 875,9 = 15056,458 мың.тенгежыл,
Зэл= 15056,458 + 0,125 · 43795 = 20530,833 мың.тенгежыл,
G = 6 0,385 19 = 44 т.
Қалған бөлімдер үшін есептеулер ұқсас, есептеу нәтижелері 3.2 кестеде келтірілген.
Жылдық есептік шығындардың ең аз мәніне Зл =13547,305 мың.теңгежыл сәйкес 240 мм[2] қиманы қабылдаймыз.
Кесте 3.2-35 кВ сызықтың экономикалық тұрғыдан орынды қимасын таңдау
S,
мм[2]
Iраб,
А
Iдоп,
А
Кз
Кз[2]
ΔРн,
кВткм
G, ткм
φл, %
L, км
С, мын.тенгежыл
Со, тенгекВт·сағ
τ, сағ
95
146
330
0,444
0,198
134
1,16
2
19
2305
2,9
4850
120
146
380
0,386
0,149
140
1,47
2
19
2417
2,9
4850
150
146
445
0,33
0,109
149
1,85
2
19
2550
2,9
4850
185
146
510
0,288
0,083
161
2,31
2
19
2703
2,9
4850
240
146
610
0,24
0,058
176
3
2
19
2937
2,9
4850
3.2 кестенің жалғасы
S,
мм[2]
Кл, мын.тенге
ΔРд,
кВт
ΔЭ,
мын.кВт·сағжыл
Спл,
мын.тенгежыл
Сал,
мын.тенгеж
Сэл,
мын.тенгежыл
Зэл,
мын.тенге
G,
т
95
43795
1008,216
4889,848
14180,558
875,9
15056,458
20530,833
44
120
45923
792,68
3844,498
11149,044
918,46
12067,504
17807,879
56
150
48450
617,158
2993,216
8680,327
969
9649,327
15705,577
70
185
51357
507,794
2462,801
7142,123
1027,14
8169,263
14588,888
88
240
55803
387,904
1881,334
5455,87
1116,06
6571,93
13547,305
114
3.3.3 ажыратқыштарды, бөлгіштерді, қысқа тұйықтағыштарды таңдау
Ажыратқыштарды, бөлгіштерді және қысқа тұйықтағыштарды таңдау үшін K2 нүктесінде қ.т тогын есептеу керек. 3.2-суретке сәйкес қ.т. нүктесіне дейінгі жалпы кедергі:
(3.31)
мұндағы хо - 1 км желінің индуктивті кедергісі, 0,4 Омкм тең.
(3.32)
мұндағы r0 - 1 км желінің активті кедергісі, келессі формуламен анықталады:
(3.33)
мұндағы - алюминий сымдарының меншікті өткізгіштігі, 32 мОм мм[2]
тең, [12].
Омкм,
К2 нүктесіне дейінгі жалпы кедергі:
.
К2 нүктесіндегі қ.т тогы тең:
Ажыратқыштарды, бөлгіштерді және қысқа тұйықтағыштарды таңдаудың есептік шарттары: Uн = 35 кВ, Iр.max = 292 А.
Таңдау шарттарын қанағаттандыратын РНД - 351000У1 типті ажыратқышты, ОД - 35630У1 типті ажыратқышты және КРН - 35У1 қысқа тұйықтағышты таңдаймыз:
3.3 Кесте
Тексеру формуласы
Номиналды параметрлері
Есептік параметрлері
РНД-351000У1
ОД-35630У1
КРН-35У1
Uном.аUном.у
35кВ
35кВ
35кВ
35кВ,
Iном.аIр.max
1000 А
630 А
1000 А
267,4 А
iдин.номiу.расч
63 кА
42 кА
80 кА
4,12 кА
I[2]терм.·tтерм. Вk.расч
252 · 4 = 2500 кА2с
12,52 · 4 = 625 кА2с
12,52 · 4=625 кА2с
4,13 кА2с
3.3.4 НТҚС күштік трансформаторларын таңдау
НТҚС-да техникалық деректері бар ТДНС-16000 35 типті екі трансформаторды орнатамыз:
Sн = 16000 кВ · А,
Iхх = 0,75,
Uкз = 8, Рхх = 21 кВт,
Ркз = 90 кВт.
3.3.5 35 кВ қоректендіруші желілердің техникалық-экономикалық көрсеткіштері
240 мм2 қимасы бар 35 кВ әуе желісін салу құны Кж = 55803 мын.тенге.
Металл конструкциялардағы шиналардың бір жүйесімен 35 кВ ашық тарату құрылғысында Орнатылатын ЖЗTEL түріндегі ажыратқыштары бар шығатын желілердің екі камерасының құны:
Кв=2 · Св
(3.31)
Св - ажыратқыштың құны, мын.тенге, 2 бойынша анықталады.
Кв = 2·888,42 = 1776,84 мын.тенге.
Жалпы күрделі шығындар:
К = Кл + Кв
(3.32)
К = 55803 + 1776,84 = 57579,84 мын.тенге.
Пайдалану шығындары тең:
Сэ=Спл+Сал+Сав
(3.33)
мұндағы Сав -ажыратқыштарға арналған күрделі шығындардан 4,4 шамаға тең жыл сайынғы амортизациялық аударымдар.
Сэ= 6571,93 + 0,044 · 1776,84 = 6650,111 мың.тенгежыл.
Жылдық есептік шығындар:
З = 6650,111 + 0,125 · 57579,84 = 13847,591 мын.тенгежыл.
3.3.6 НТҚС трансформаторларының техникалық- экономикалық көрсеткіштері.
Сыртқы орнату кезінде ТДНС-1600035 типті екі трансформатордың құны:
Кт = 2 · 7548 = 15096 мың. тенге.
Темірбетон конструкцияларында АТҚ-35-те орнатылған айырғыштары, бөлгіштері, қысқа тұйықтағыштары бар екі енгізу құны құрайды:
Крн = 2 · 595,68 = 1191,36 мың. тенге.
Жалпы күрделі шығындар:
К = 15096 + 1191,36 = 16287,36 мың. тенге.
Трансформаторлардағы келтірілген қуат шығындары мына формула бойынша анықталады:
Рт' = 2 · (Рхх[']+К[2] Ркз['])
(3.34)
мұнда Рхх['] - бос жүру кезінде белсенді қуаттың келтірілген шығындары, кВт;
Ркз['] - трансформатордың мысындағы белсенді қуаттың келтірілген шығындары (қысқа тұйықталу шығындары),кВт.
Рхх[']= Рхх+Кип.Sнт
(3.35)
Ркз[']=Ркз[']+ Кип · Sнт
(3.36)
мұндағы Кип - шығындардың өзгеру коэффициенті, кВтквар.
Рхх' = 21+0,07 ·16000 · 0,75100 = 29,4 кВт,
Ркз' = 90+0,07 · 16000 · 8100 = 179,6 кВт,
Рт' = 2 · (29,4 + 0,55[2] · 179,6) = 167,458 кВт.
Электр энергиясының шығындары:
Эт= 2 · (Рхх' Тг + К[2] Ркз['] )
(3.37)
Эт = 2 · (29,4 · 8760+0,55[2] · 179,6 · 4850) = 1042,079 мың.кВт сағжыл.
Трансформаторлардағы шығындардың құны:
Спт=1040,079 · 2,9 = 3022,03 мың.тенгежыл.
Амортизациялық аударымдардың құны мынадай формула бойынша айқындалады:
Сат = Кт ·т
(3.38)
мұндағы т - күштік жабдық үшін жыл сайынғы амортизациялық аударымдар, , 4,4% тең.
Сат = 16287,36 · 0,044 = 716,644 мың.тенгежыл.
Пайдалану шығындары тең:
Сэт = 716,644 + 3022,03 = 3738,674 мың.тенгежыл
Жылдық есептік шығындар:
Зт = 3738,674 + 0,125 · 16287,36 = 5774,594 мың.тенгежыл
Қоректендіруші желілер мен НҚТС трансформаторларының техникалық-экономикалық көрсеткіштерін 3.4-кестеге келтіреміз.
3.4 кесте
Атауы
К, мың.тенге
Сэ, мың.тенгежыл
Зэ, мың.тенгежыл
Э, мың.кВт сағжыл
G, т
желілер
57579,84
6650,111
13847,591
1881,334
114
Трансформаторлар
16287,36
3738,674
5732,34
1042,03
-
барлығы
73867,2
10388,785
19622,185
2923,413
114
3.4 Екінші нұсқа. Uн = 110 кВ
3.4.1 Ажыратқыштарды таңдау. 2-нұсқадағы есептеу формулалары 1-нұсқада келтірілген формулаларға сәйкес келеді.
(3.8) Бойынша есептік ток
Ip=.
(3.10) бойынша максималды жұмыс тогы
Ip.max=.
Бастапқы схемаға сәйкес (3.1б сурет) біз 3.2б суретте көрсетілген алмастыру сызбасын құрамыз және қ.т нүктесіне қатысты салыстырмалы негіз жағдайында алмастыру схемасының параметрлерін анықтаймыз.
3.3.1 бойынша жүйенің кедергісі тең.
Базистік ток (3.18) бойынша:
Iб=.
Қасқа тұйықталу тогы тең:
Iпо=кА.
[6] бойынша номинальді мәндермен ВВTEL-110-630-20У1ажыратқышын таңдаймыз:
Uн=110 кВ,
Iн=630 А,
Iотк=20 кА.
Бұл ажыратқыш 3.5-кестеге енгізілген есептік шарттарға сәйкес келеді.
Кесте 3.5 - ажыратқышты таңдау
Таңдау шарты
Номинальді мәндері
Есептік мәндері
UнвUн уст
110 кВ
110 кВ
IномIрmax
1000 А
94 А
Iн.откIр.отк
20 кА
5,7 кА
3.4.2 110 кВ.жеткізу желілері үшін біз AC маркалы болат алюминий сымын қабылдаймыз. Қуат сызықтары болат тіректерде екі қатарлы.
Техникалық шарттарға сәйкес сымның көлденең қимасын таңдаймыз.
1) жұмыс тогымен қыздыру бойынша:
Iр = 46,666 А,
Iрmax = 93,332 А.
Есептік токпен қыздыру шарты IдопIр болып табылады
[2] біз Iдоп=265 А номиналды деректері бар 70 мм қимасы бар AC маркалы сымды таңдаймыз және апаттық режимде жұмыс жағдайын тексереміз
1,3 IдопIр.max
IдопIр
265 46,666 А,
1,3 Iдоп Iр.max
344,5 93,332 А.
АС-70 мен Iдоп =265А жұмыс тогымен қыздыру шартын қанағаттандырады;
2) сымдарды коронациялау шарты бойынша Sк=70 мм[2] қимасын қабылдаймыз;
3) механикалық беріктік шарты бойынша Sм=70 мм[2] қимасын аламыз;
4) 110 кВ жағынан кернеудің рұқсат етілген жоғалуы бойынша сымның таңдалған қимасы тексерілмейді.
Осылайша, техникалық шарттар бойынша сызықтың ең аз рұқсат етілген қимасы 70 ммқимасы болып табылады.
Экономикалық тұрғыдан орынды қиманы анықтау бірінші нұсқадағыдай техникалық-экономикалық есептеулер негізінде жүзеге асырылады. Есептеулердің барлық нәтижелері 3.6-кестеде келтірілген.
Жылдық есептік шығындардың ең аз мәніне сәйкес Зл = 9272,923 мың теңгежыл 95 мм[2] қиманы қабылдаймыз.
Кесте 3.6-110 кВ сызықтың экономикалық тұрғыдан орынды қимасын таңдау
S,
мм[2]
Iраб,
А
Iдоп,
А
Кз
Кз[2]
ΔРн,
кВткм
G, ткм
φл, %
L, км
С, мың.тенге
жыл
Со, тенгекВт·ч
τ, сағ
95
47
265
0,176
0,031
125
0,825
2
19
2754
2,9
4850
120
47
330
0,141
0,02
134
1,16
2
19
2846
2,9
4850
150
47
380
0,123
0,015
140
1,47
2
19
2968
2,9
4850
3.6 кестенің жалғасы
S,
мм[2]
Кл, мың.тенге
ΔРд,
кВт
ΔЭ,
кВт·сағжыл
Спл,
мың.тенгежыл
Сал,
мың.тенгежыл
Сэл,
мың.тенгежыл
Зэл,
мың.тенге
G,
т
95
52326
147,3
714,405
2071,776
1046,52
3118,293
9659,046
31,3
120
54074
101,824
493,859
1432,193
1081,48
2513,673
9272,923
44
150
56392
80,232
389,123
1128,458
1127,84
2256,298
9305,298
56
3.4.3 Ажыратқыштарды, бөлгіштерді, қысқа тұйықтағыштарды таңдау
Ажыратқыштарды, бөлгіштерді және қысқа тұйықтағыштарды таңдау үшін K2 нүктесінде қ.т тогын есептеу керек. 3.2-суретке сәйкес қ.т нүктесіне дейінгі жалпы кедергі:
.
(3.31) және (3.32) бойынша әуе желісінің индуктивті және белсенді кедергісі тең:
Омкм,
К2 нүктесіне дейінгі жалпы кедергі:
К2 нүктесіндегі қ.т тогы тең:
Таңдау шарттарын қанағаттандыратын РНД-1101000У1, ОДЗ-110Б1000УХЛ1 типті бөлгіш, КЗ-110Б-У1типті қысқа тұйықтағыш түрін таңдаймыз.
Кесте 3.7
Тексеру формуласы
Номиналды параметрлері
Есептік параметрлері
РНД-1101000У1
ОД-110Б1000У1
КЗ-110Б-У1
Uном.аUном.у
110 кВ
110 кВ
110 кВ
110 кВ
Iном.аIр.max
1000 А
1000 А
1000 А
94 А
iдин.номiу.расч
80 кА
80 кА
32 кА
7,77 кА
I[2]терм.·tтерм. Вk.расч
31,52 · 4 = 3969 кА2с
31,52 · 3 = 2376 кА2с
12,52 · 3 = 469 кА2с
19,76 кА2с
3.4.4 НТҚС күштік трансформаторларын таңдау
НТҚС-да техникалық деректері бар ТДН-16000 110 типті екі трансформаторды орнатамыз
Sн=16000 кВ А,
Iхх = 0,85%,
Uкз = 10,5%,
Рхх = 26 кВт,
Ркз = 85 кВт.
3.4.5 110 кВ қоректендіруші желілердің техникалық-экономикалық көрсеткіштері
Металл конструкциялардағы шиналардың бір жүйесімен 110 кВ ашық тарату құрылғысында Орнатылатын ВВTEL (Q1,Q2) үлгісіндегі ажыратқыштары бар шығатын желілердің екі камерасының құны құрайды
Кв = 2 ∙ 1973,7 = 3947,4 мың.тенге.
95 мм қимасы бар АС маркалы сыммен орындалатын болат тіректердегі 110 кВ ӘЖ құрылысының құны КЛ = 54074 мың теңгежылына тең.
Күрделі жиынтық шығындар:
К = 54074 + 3947,4 = 58021,4 мың.тенге.
Пайдалану шығындары:
Сэ = 2513,673 + 0,044 · 3947,4 = 2687,359 мың.тенгежыл.
Жылдық есептік шығындар
З = 2687,359 + 0,125 · 58021,4 = 9940,034 мың.тенге.
3.4.6 НТҚС трансформаторларының техникалық-экономикалық көрсеткіштері
Сыртқы орнату кезінде ТДН-16000110 екі трансформаторының құны:
Кт = 2 ·10812 = 21624 мың. тенге.
Темірбетон конструкцияларында 110 кВ АТҚ-да орнатылған ажыратқыштары мен қысқа тұйықтағыштары бар екі кірудің құны тең:
Крн = 2 · 971,04 = 1942,1 мың.тенге.
Күрделі жиынтық шығындар:
К = 21624 + 1942,1 = 23566,1 мың.тенге.
Жыл сайынғы пайдалану шығыстары (Сэ) трансформаторлардағы шығындарға жұмсалатын электр энергиясының құнынан және қысқа тұйықтағыштар мен айырғыштары бар трансформаторлар мен кірмелерге амортизациялық аударымдардың құнынан құралады.
Бос тұрған кезде белсенді қуаттың келтірілген шығындары тең:
Рхх'= 26+0,07 ·16000 · 0,85100 = 35,5 кВт.
Трансформатордың мысында келтірілген қуат шығыны (қысқа тұйықталу шығыны) тең:
Ркз'= 85 + 0,07 · 16000 · 10,5100 = 203 кВт.
Трансформаторда келтірілген қуат шығындары (Рт[']), кВтсағ құрайды:
Рт' = 2 · (35,5 + 0,552 · 203) = 193,8 кВт.
Трансформаторлардағы электр энергиясының шығындары:
Эт = 2 ·(35,5 · 8760 + 0,552 · 203 · 4850) = 1217,613 мың.кВт сағжыл.
Трансформаторлардағы шығындардың құны:
Спт = 2,9 · 1217,613 = 3531,077 мың.тенгежыл.
Жыл сайынғы амортизациялық аударымдар:
Сат = 0,044 · 23566,1 = 1036,906 мың.тенгежыл.
Жалпы пайдалану шығындары:
Сэт = 3531,077 + 1036,906 = 4567,985 мың.тенгежыл.
Жылдық есептік шығындар тең.
Зт=4567,985 + 0,125 · 23566,08 = 7513,735 мың.тенгежыл.
Сыртқы электрмен жабдықтау схемасының екі нұсқасы үшін техникалық-экономикалық есептеулердің нәтижелері 3.8-кестеде келтірілген.
3.8 кесте Техникалық-экономикалық есептеулердің нәтижелері
Нұсқа
К, мың.тенге
Сэ,
Зэ,
Э,
G, т
35 кВ
73867,2
10388,785
19622,185
2923,413
114
110 кВ
81587,48
7255,344
17453,766
1711,472
44
Өтелу мерзімі бойынша нұсқаларды салыстыра отырып, біз аламыз:
жыл,
Бұл нормативтік мерзімнен аз. Сондықтан зауыттың электрмен жабдықтау жүйесі үшін №2 нұсқа қабылданады.4 Зауыттың ішкі электрмен жабдықтау жүйесі
Зауыт ішіндегі электрмен жабдықтаудың нұсқалары ретінде біз 6 және 10 кВ кернеуі бар екі нұсқаны қарастырамыз.
4.1 Цехтық трансформаторлық қосалқы станция трансформаторларының саны мен қуатын алдын ала таңдау
1000 В дейінгі электр энергиясын тұтынушыларды цехтық қосалқы станциялар (ТП) мен таратушы құрылғылар арасында бөлу жүктемелер картограммасы негізінде 4.1-кестеде орындалды.
ТП және ТҚ цехтары кіріктірілген түрде қабылданады. ТП және ТҚ орналастыру нұсқалары 4.1 және 4.2 суреттерде көрсетілген.
ТП трансформаторларының саны мен қуатын алдын ала таңдау электрмен жабдықтау сенімділігінің талап етілетін дәрежесі және зауытта 1000 В дейін электр энергиясын тұтынушылардың ТП арасында бөлу негізінде жүргізіледі. Барлық тұтынушылар I және II санатқа жатады, сондықтан TP екі жұмыс трансформаторымен орындалады. Қалыпты жұмыс режимі - трансформаторлардың бөлек жұмысы, бұл қысқа тұйықталу токтарын азайту үшін қарастырылған және трансформатордың НН жағында жеңіл және арзан жабдықты қолдануға мүмкіндік береді. Трансформаторлардың номиналды қуаты қалыпты режимдегі трансформаторлардың экономикалық жұмыс жағдайларына (60-80%) және авариялық режимдегі рұқсат етілген шамадан тыс жүктемеге (40% Sun) сүйене отырып, есептік қуаты бойынша таңдалады.
ТП-ны алдын-ала таңдау бірінші нұсқаның 1-шеберханасы үшін көрсетілген. TP1 төмен кернеулі шиналардағы есептелген жүктеме
Рр = 1618 кВт,
Qр = 1625 квар,
Sр = 2294 ВА.
Толық есептеу жүктемесінің мәні бойынша біз TP 1-де әрқайсысының қуаты 1600 кВ болатын екі трансформаторды орнатуды жоспарлап отырмыз. Трансформаторларды қалыпты режимде жүктеу:
Кз = 2294 (21600 ) = 0,72.
Трансформаторларды апаттан кейінгі режимде жүктеу (бір трансформатор істен шыққан кезде) тең:
Кз = 2294 1600 = 1,44.
Қалған ТП трансформаторларының саны мен қуатын алдын-ала таңдау ұқсас және 4.1-кестеде келтірілген.
Кесте 4.1-трансформаторларды алдын ала таңдау
ТП Номірі
Тұтынушылар эл.энергиясын
Бас жоспар бойынша ТК орналасқан жері
Рр,
кВт
Qр, квар
Sр, кВА
Sнт, кВА
Кз
Кз.ав
Нұсқа 1 - 6 кВ
ТП1
Цех №4
Цех №4
1618
1625
2294
2х1600
0,72
1,44
ТП2
Цех №3
Цех №3
1168
1163
1648
2х1000
0,82
1,64
ТП3
Цех №8
Цех №8
967
949
1355
2х1000
0,67
1,36
ТП4
Цех №1
Цех №1
629
516
814
2х630
0,645
1,29
ТП5
Цех №6
Цех №6
1682
1480
2241
2х1600
0,7
1,4
ТП6
Цех №6
Цех №6
1682
1480
2241
2х1600
0,7
1,4
ТП7
Цех №9, 2, 5
Цех №9
1125
590
1283
2х1000
0,67
1,28
ТП8
Цех №10, 11
Цех №10
675
598
902
2х630
0,715
1,43
ТП9
Цех №7
Цех №7
503
511
717
2х630
0,57
1,15
Нұсқа 2 - 10 кВ
ТП1
Цех №4
Цех №4
1618
1625
2294
2х1600
0,72
1,44
ТП2
Цех №3
Цех №3
1168
1163
1648
2х1000
0,82
1,64
ТП3
Цех №8
Цех №8
967
949
1355
2х1000
0,67
1,36
ТП4
Цех №1
Цех №1
629
516
814
2х630
0,645
1,29
ТП5
Цех №6
Цех №6
1682
1480
2241
2х1600
0,7
1,4
ТП6
Цех №6
Цех №6
1682
1480
2241
2х1600
0,7
1,4
ТП7
Цех №9, 2, 5
Цех №9
1125
... жалғасы
Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.
Ұқсас жұмыстар
Пәндер
- Іс жүргізу
- Автоматтандыру, Техника
- Алғашқы әскери дайындық
- Астрономия
- Ауыл шаруашылығы
- Банк ісі
- Бизнесті бағалау
- Биология
- Бухгалтерлік іс
- Валеология
- Ветеринария
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Дін
- Ет, сүт, шарап өнімдері
- Жалпы тарих
- Жер кадастрі, Жылжымайтын мүлік
- Журналистика
- Информатика
- Кеден ісі
- Маркетинг
- Математика, Геометрия
- Медицина
- Мемлекеттік басқару
- Менеджмент
- Мұнай, Газ
- Мұрағат ісі
- Мәдениеттану
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности)
- Педагогика
- Полиграфия
- Психология
- Салық
- Саясаттану
- Сақтандыру
- Сертификаттау, стандарттау
- Социология, Демография
- Спорт
- Статистика
- Тілтану, Филология
- Тарихи тұлғалар
- Тау-кен ісі
- Транспорт
- Туризм
- Физика
- Философия
- Халықаралық қатынастар
- Химия
- Экология, Қоршаған ортаны қорғау
- Экономика
- Экономикалық география
- Электротехника
- Қазақстан тарихы
- Қаржы
- Құрылыс
- Құқық, Криминалистика
- Әдебиет
- Өнер, музыка
- Өнеркәсіп, Өндіріс
Қазақ тілінде жазылған рефераттар, курстық жұмыстар, дипломдық жұмыстар бойынша біздің қор #1 болып табылады.
Ақпарат
Қосымша
Email: info@stud.kz