ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ТОКАРНОГО ЦЕХА

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 25 страниц
В избранное:

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ТОКАРНОГО ЦЕХА

ВВЕДЕНИЕ

Степень развития энергетики нашей страны, в большей части отображает технико-экономический потенциал. В настоящее время электрическую энергию вырабатывают электрические станции, которые объединены между собой в электроэнергетические системы.
Электрическая энергия применяется во всех отраслях промышленности, особенно для электропривода различных механизмов, которые объединены в большую группу электроприёмников на промышленных предприятиях нашей страны.
Распределение электроэнергии на промышленных предприятиях должно производиться с высокой экономичностью и надежностью. Для этого инженеры-электрики создали надежную и экономичную систему распределения электроэнергии на всех этапах подачи напряжения к потребителям.
В заводских цехах при распределении электроэнергии широкого используется комплектные распределительные устройства, а также комплектные подстанции. Благодаря этому образуется надежная система распределения и экономии электротехнических материалов, проводов и кабелей.
Упростились схемы подстанций различных напряжений. Широко применяются современные системы автоматики, а также просты и надежны устройства, выполняющие защиту отдельных элементов системы.

Для решения важных энергетических задач, энергетик должен владеть теоретическими знаниями и уметь применять их на практике. На начальном этапе этого применения является решение задач, проведение производственной практики, а затем курсовое и дипломное проектирование, при котором приходится самостоятельно ставить и решать вопросы, не имеющие однозначного ответа.
Передача, распределение и потребление электроэнергии на промышленных предприятиях должны производится с высоким качеством, экономичностью и надежностью. Повышение эксплуатационной надёжности электрооборудования можно обеспечить правильным его выбором, учитывая все специфические условия производства.

1 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Определение расчетной нагрузки токарного цеха.

Все электроприёмники (ЭП) цеха разбиваем по характерным группам с одинаковым коэффициентом использования и мощности, выделяем группы приемников с переменным графиком нагрузки (группа А) и с изменяющимся графиком нагрузки (группа Б).
Расчет электрических нагрузок цеха приведен в таблице 1.1 на основании исходных данных. Приложение 1
Пояснения к таблице 1.1. Расчетные активная и реактивная нагрузки (графы 12 и 13) ЭП группы А в целом по цеху определяются по выражениям:
Рр=Км·∑Рсм; Qр=К'м·∑Qсм .
где ∑Рсм и ∑Qсм - суммарная средняя соответственно активная и реактивная мощность ЭП группы А за наиболее загруженную смену (графы 8, 9);
Км - коэффициент максимума, находится по кривым
Км=f(пэ) [1];
К'м=1,1 при пэ =10.
Коэффициент использования Ки (графа 6) по строчке итого определяем из выражения:
Ки=Рсм(графа 8)Рном(графа 4) (1.1)

где ∑Рном - суммарная установленная мощность ЭП группы А с приведением к ПВ=100% (графа 4).
Эффективное число ЭП определяем по выражению:

nэ=(∑Pном)Pном2, (1.2)

Расчетные нагрузки ЭП группы Б в целом по цеху (графы 12, 13) определяем из выражений:
Рр=∑Рсм; Qр=∑Qсм . (1.3)

Величины ∑Рсм и ∑Qсм по группам А и Б определяем суммированием средних активных и реактивных мощностей характерных групп ЭП входящих в группы А и Б, которые определяем из выражений:

Рсм=Ки :: Рном; Qсм=Рcм :: tgφ. (1.4)

где Ки - групповой коэффициент использования активной мощности за наиболее загруженную смену (графа 6), принимаем по справочнику для каждой характерной группы ЭП по [1];
tgφ - определяется по соs φ, который принимается по справочнику для каждой характерной группы ЭП (графа 7) по [1];
Для ЭП, работающих в повторно-кратковременном режиме работы, паспортная мощность приводится к номинальной мощности при ПВ =100% по формуле:
Рном = Рпасп·ПВпасп (1.5)

где Рпасп - паспортная мощность ЭП, кВт;
ПВпасп -- продолжительность включения по паспорту в относительных единицах.
Расчетные (активные и реактивные) нагрузки силовых ЭП по группам А и Б определяются из выражений:

Рр = (Км :: ∑Рсм)А + (∑Рсм)Б; (1.6)
Qр = (К′м :: ∑Qсм)А + (∑Qсм)Б;

Расчетную нагрузку осветительных приемников цеха (графа 12) определяем по формуле:
Рро =Рно·Ксо, (1.7)

где Рно - установленная мощность приемников освещения (графа 4);
Ксо= 0,8 - коэффициент спроса, принимается по справочнику [2].

Рно = Руд.о. :: F, (1.8)

где Руд.о. - удельная нагрузка (Втм[2]) площади пола цеха (Руд.=14,3 Втм[2]);
F - площадь пола цеха по генплану, м[2],
F=24·84=2016м[2];
Рно = 14,3 :: 2016 = 28 828 Вт = 28,8 кВт (графа 4);
Рро =Рно·Кно.= 28,8 :: 0,8 = 23кВт (графа 12).
Расчетную полную мощность силовых и осветительных приемников цеха (графа 14) определяем по выражению:

Sр = (Pp+Ppo)2+Up2 (1.9)

Нагрузки для силовых и осветительных приемников вычисляем по установленной мощности и коэффициенту использования:
Рсм = Рном :: Ки;
Qсм = Рном :: Ки :: tgφ;
Sсм=Pсм2+Qсм2 (1.10)
Ip=Sсм3∙Uном (1.11)

Расчет нагрузок цехов приведен в таблице 1.2 приложении 1

Мощности для построения суточных графиков нагрузок

Р1 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт
Р2 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт
Р3 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт
Р4 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт
Р5 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт
Р6 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт
Р7 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт
Р8 = 1xРmах = 1x4133 = 4133 кВт
Р9 = 1xРmах = 1x4133 = 4133 кВт
Р10 = 1xРmах = 1x4133 = 4133 кВт
Р11 = 1xРmах = 1x4133 = 4133 кВт
Р12 = 0.7xРmах = 0.7x4133 = 2893.1 кВт
Р13 = 0.7xРmах = 0.7x4133 = 2893.1 кВт
Р14 = 0.9xРmах = 0.9x4133 = 3719.7 кВт
Р15 = 0.7xРmах = 0.7x4133 = 2893.1 кВт
Р16 = 0.6xРmах = 0.6x4133 = 2479.8 кВт
Р17 = 0.6xРmах = 0.6x4133 = 2479.8 кВт
Р18 = 0.4xРmах = 0.4x4133 = 1653.2 кВт
Р19 = 0.4xРmах = 0.4x4133 = 1653.2 кВт
Р20 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт
Р21 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт
Р22 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт
Р23 = 0,1xРmах = 0,1x4133 = 413,3 кВт

Данные для построения годового графика нагрузок

Количество израсходованной энергии в год.
W1а = 4133 x 1460 = 6,034 ГВт·ч
W2а = 3719.7 x 365 = 1.35 ГВт·ч
W3а = 2893.1 x 1095 = 4.26 ГВт·ч
W4а = 2479.8 x 730 = 1.8 ГВт·ч
W5а = 1653.2 x 730 = 1,2 ГВт·ч
W6а = 413.3 x 4380 = 1,8 ГВт·ч
W1p = 3330 x 1460 = 4.8 Гвар·ч
W2p = 2997 x 365 = 1.09 Гвар·ч
W3p = 2331 x 1095 = 2.55 Гвар·ч
W4p = 2000 x 730 = 1,4 Гвар·ч
W5p = 1332 x 730 = 0,97 Гвар·ч
W6p = 333 x 4380 = 1,4 Гвар·ч

Суточные и годовой графики нагрузок показаны на рисунке 1.1, 1.2 и приведены в приложении 1.

1.2 Выбор трансформаторов цеховых подстанций.

Определяем минимальное число цеховых трансформаторов, по формуле:

Nmin=PсмКЗ SНт+ΔN (1.12)

где КЗ- коэффициент загрузки трансформаторов, т.к. на заводе присутствуют потребители 2 категории, то для двух трансформаторных ТП КЗ=0,7;
ΔN -добавка до ближайшего большего числа;
Sнт- номинальная мощность трансформатора.
Номинальную мощность трансформатора выбираем равной 630 кВА, так как плотность нагрузки по заводу меньше 0,2кВАм[2].

δн=SсмFцехов=530872926=0,07 кВАм[2]
(1.13)
Nmin=54610,7 630+0,62=13 шт

Экономически оптимальное число трансформаторов;

Nопт=Nmin+m (1.14)

где m - коэффициент, выбранный по кривым, рисунок 3.2 по [3], в зависимости от Nmin и ΔN.
Nопт=13+1 = 14 шт.
Намечаем на заводе семь двухтрансформаторных цеховых подстанций.
Учитывая раздельную работу трансформаторов, ТП размещаем в цехах с наибольшей нагрузкой.
От каждой ТП намечаем питание цехов (таблица 1.3)ПРИЛОЖЕНИЕ1
Наибольшая реактивная мощность которую целесообразно передавать через трансформаторы ТП-1 в сеть 0,4 кВ равна:

Qmаx=(Nопт·Кз·Sнт)2-Pсм2=
=(2·0,7·630)2-6972=540 кВар (1. 15)

Мощность конденсаторов Qнк1, которая должна быть установлена в сети 0,4 кВ ТП-1:
Qнк1= Qсм-Qmаx=679,4 - 540,5 = 139 кВар (1.16)

Дополнительная мощность конденсаторов Qнк2, которая должна быть установлена в сети 0,4 кВ ТП-1:

Qнк2= Qсм-Qнк1-γx Nопт x Sнт (1.17)

где γ - расчетный коэффициент, определяем по [3], по рисунку П.3.3, а расчетные параметр Кр1 и Кр2 по таблице П 3.1 и П 3.2 считая, что длина питающей линии ТП не превышает 0,5 км.
Qнк2 =679,4-139-0,65·2·630= -278 кВар Поскольку Qнк20, то в сети 0,4 кВ ТП-1 дополнительную мощность конденсаторов не устанавливаем и Qнк2=0.
Суммарная мощность конденсаторов в сети 0,4 кВ ТП-1:

Qнк= Qнк1-Qнк2 =139 + 0= 139 кВар. (1.18)

Так как на ТП-1 шины 0,4 кВ секционированы, к каждой секции шин подключаем конденсаторные батареи мощностью: 1392=69,5 кВар.
По данной мощности выбираем две комплектные конденсаторные установки типа УК2-0,38-50 УЗ мощностью по 50 кВар каждая. Расчет мощности конденсаторов в сети 0,4 кВ на других ТП аналогичен. Результаты сведены в таблице 1.4.ПРИЛОЖ 2

Общая мощность конденсаторных установок в сети 0,4 кВ составляет 218,8 кВар. Нескомпенсированная реактивная мощность Qннк =3111,2 кВар.

1.3. Рассчитываем центр электрических нагрузок

Радиусы r окружностей всех кругов картограммы определяем по выражению:
r=Pсм+PоiPI·m (1.19)
где m -- выбранный масштаб, принимаем m=0,1 кВтмм[2].
Силовые нагрузки до и выше 1 кВ показываем отдельными кругами. Так как нагрузку по цеху распределили равномерно, то центр нагрузок соответствует центру тяжести фигуры, изображающей цех на плане. Поскольку расположение по цеху нагрузок 6кВ неизвестно, то центр нагрузок выше 1кВ цехов несколько смещен относительно центра нагрузок до 1кВ.
Нагрузка на освещение показана в виде сектора круга, который отображает нагрузку до 1кВ.
Угол сектора (α) определяю из выражения активных средних (Рсмi) и осветительных нагрузок (Рoi) цехов.
Расчетные значения r и α приведены в таблице 1.5 приложение 3
Чтобы определить места ГПП или ГРП, необходимо найти центр электрических нагрузок (ЦЭН) завода с помощью аналитического метода, основанного на суммировании масс материальных частиц. На генплан завода произвольно наносятся оси координат.
Определяем координаты центра нагрузок завода по выражению:

X0=(Pсм+P0)i·Xi(Pсм+P0)i
Y0=(Pсм+P0)i·Yi(Pсм+P0)i

где Х0, Y0 - координаты ЦЭН завода, м;
Xi, Yi - координаты ЦЭН i-го цеха, м;
(Рcм + Ро) - из таблицы 2.2 проекта.
Расчетные величины для определения Х0 и Y0 приведены в таблице 1.5.
Х0=2098924,4 5102,76=411,3 м.
Y0=2126128,7 5102,76=416,7 м.
Картограмма электрических нагрузок изображена на рисунке 1.3. приложение3

1.4 Система внутреннего электроснабжения

Для выбора системы внутреннего электроснабжения завода намечаем три варианта.
Вариант 1. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжение 10 кВ с ГРП 1010 кВ.
Вариант 2. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжение 6 кВ с ГРП 35-106 кВ.
Вариант 3. Электроэнергия распределяется внутри завода на напряжение 6 кВ с ГРП 106 кВ.

Вариант 1.
Для выбора выключателей и кабельных линий рассчитываем ток К.З. в точке К-2. Схема замещения трехфазного К.З. в точке К-2 показана На рисунке 1.4. прил

Принимаем Sб= Sс = 600 МВА, Хс = 0,6,

Iб= S3·Uб =6003·10 =34.6 кА (1.20)

Сопротивление элементов схемы: - трансформатор

rт=ΔPк2·Sном·SбSном=200·10-32·40·60 040=0,0375
Хт=2,62 (см. рисунок 4.1) (1.21)

rл=r0 ·L·SбUб2=0,245·2·600102=2,94
Хл=0,4·2· 600102=4,8 (1.22)

Суммарное сопротивление до точки К-2:

rΣ = rт + rл = 0,0375 + 2,94 = 2,9775;
ХΣ = Хс + Хт +Хrл = 0,6+2,62+4,8=8,02
Так как условие rΣ ХΣ3 не выполняется, то в расчете учитываем активные сопротивления.

Ток К.З. в точке К-2 равен:

Ik["]=Еc"·IбXΣ2+rΣ2=1·34.68.022+2.9 7752=4.044 кА (1.23)

Находим постоянную времени Та апериодической составляющей тока К.З.:

Та = ХΣω·rΣ = 8.02314·2.9775 = 0,00858 с,

где ω - круговая частота тока сети.
Мощность и ток, отключаемые выключателями:

Sрасч.откл.=SсZr=6008.022+2.97752=7 0.1 МВ·А
Iрасч.откл.= Sрасч.откл.3·Uном =70,13·10 =4,044 кА

Принимаем к установке выключатели типа ВК-10-630-20У2;
Uном=10 кВ
Iном.дл.= 630А Iраб.макс = 250,7 А;
Iном.откл = 20 кА Iрасч.откл = 4,044 кА;
Sном.откл = 346 МВ А Sрасч.откл = 70,1 МВ·А
Минимальное сечение отходящих кабелей по условию термической стойкости должно быть не менее:

qmin=Ik"2·(tотк+Ta)C, (1.24)

где tотк. = tр.з. + tотк.в. - время отключения тока К.З., для ВК-10-630-20У2 - tотк.в. = 0,07 с;
tр.з - время действия релейной защиты, принимается обычно tр.з = 0,1 с; С=94 А с[0.5]мм[2] - значение функции для кабеля с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией, по [6].
qmin=40442·(0.17+0.00858)94=18.2 мм2

Выбираем кабели для ТП-1.
Расчетный ток послеаварийного режима:

Iр.макс.=(Рср+ΔРтр)2+(Qср+ΔQтр-Qнкф )23·Uном, (1.25)

где ΔРтр и ΔQтр активные и реактивные потери в трансформаторе ТП.
Активные потери в трансформаторе цеховой ТП-1 тип ТМ-63010:
ΔРтр = ΔРхх + ΔРк · Кз[2] = 1,42 + 7,6 · 0,7[2] =5,14 кВт.
Реактивные потери в трансформаторе, по таблице 2,195 [1]:
ΔQтр = 28 кВар. Теперь:

Iр.макс.=(697+5,14)2+(697,4+28-100) 23·10=53,6 А

Рабочий ток нормального режима:

Iраб. = Iр.макс. 2 = 53,6 2 = 26,8 А.

Выбираем сечение кабелей:

Sэ= 26.81.4 = 19,1 мм[2]

принимаем кабель марки АСБ(Зх25), где Iдоп = 90 А, r0 = 1.24 Омкм, Х0=0,099 Омкм.
Проверяем по нагреву в нормальном режиме Iдоп Iр. Выбранный кабель длительно пропускает ток
Iдоп.=90 А Iр = 26,8 А. В одной траншее ГРП-(ТП-1, Т11-2) предусматриваем четыре кабеля, тогда допустимый ток будет равен:

Iдоп.= к · Iдоп = 0,8 · 90 = 72А, (1.26)

где к - поправочный коэффициент на число работающих кабелей, лежащих в одной траншее, по [4].
Проверяем по нагреву в аварийном режиме по условию:

Iдоп. · к Iр.макс, (1.27)

где к' = 1,15 - коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабеля, по [4].
I'доп. ·к'=72·1,15=82,8 Iр.макс =53,6 А, следовательно выбранный кабель АБС-(Зх25), проход по условию нагрева в нормальном и аварийном режимах работы.
Проверяем линию по допустимой потере напряжения в нормальном (ΔUдоп. = 5% =500В) и аварийном (ΔUдоп.ав. = 10% =1000В) режимах.

ΔU = (697 + 5, 14)·(1, 24·0, 288) + (679, 4 + 22 - 100)·(0, 099·0, 288)10 =
= 26,8 В ΔUдоп.ав. =1000В;

ΔU = ΔUав 2=26,8 2 = 13,4 В ΔUдоп. = 500 В, следовательно, кабель проходит по потере напряжения в аварийном и нормальном режимах работы.
Проверяем кабель по термической стойкости к токам К.З. Минимальное сечение кабеля по термической стойкости к токам К.З.:
qmin= 18,2 мм[2] qст = 25 мм[2], проходит. Аналогично проводим расчет для других линий 10 кВ. Результаты расчета сводим в таблицу 1.6 приложение 4
Капитальные вложения составляют:
Кв = Nв·Св·Ки=15·2250·100 = 3375000 тенге
Кл и Ктр приведены в таблице 1.6.
Отчисления на амортизацию, обслуживание и ремонт:
РΣл = 0,043; РΣв = РΣтр = 0,104.
Полученные расчеты стоимости потерь электроэнергии СΔэл и СΔэ.тр. приведены в таблице 1.6. приложение 4
Приведенные затраты первого варианта:

З1=[(Ен + РΣв) · Кв] + [(Ен + РΣл) · Кл+СΔэл] + [(Ен+РΣтр) Ктр+СΔэтр]=
= [(0,33 + 0,104) · 3375000] + [(0,33 + 0,043) · 5097150 + 34517] + [(0,33 + 0,104) · 10560000 + 1744800] = 8410069 тенге.

Вариант 2.
Для выбора выключателей и кабельных линий рассчитываем ток К.З. в точке К-2.
Схема замещения трехфазного К.З. в точке К-2 показана На рисунке 1.5. прил 4

Iб= S3·Uб =6003·6,3 = 54,9 кА.

Сопротивление элементов схемы:

-трансформатор Т1, rт1 = 0,0375; Хт1 = 1,61;
-ВЛ rл=0,42·2·600352=0,411, Хл=0,4·2· 600352=0,392
-трансформатор Т2,

rт2=ΔPкSном·SбSном=23,5·10-32,5·600 2,5=2,256
Хт2=Uк100·SбSном=6,5100·6002,5=15,6

Суммарное сопротивление до точки К-2:

rΣ = rт1 + rл + rт2= 0,0375 +0.411 + 2.256 = 2,705;
ХΣ = Хс + Хт1 +Хл + Хт2 = 0,6+1,61+0,392+15.6=18,2

Ток К.З. в точке К-2 равен:
Ik["]=1·54.918.2=3 кА

Постоянная времени Та:

Та = 18.2314·2.705 = 0,021 с,

Мощность и ток срабатывания выключателей:

Sрасч.откл. =60018.2=33 МВ·А
Iрасч.откл.=333·6,3 =3 кА

Принимаем к установке на ГПП выключатели типа ВК-10-630 - 20У2:
Uном=10 кВ

Iном.дл.= 600А Iраб.макс = 3518,53·6,3 = 322,4 А;
Iном.откл = 20 кА Iрасч.откл = 3 кА;
Sном.откл = 346 МВ А Sрасч.откл = 33 МВ·А

Сечение отходящих кабелей по условию термической стойкости должно быть не менее:

qmin=30002·(0.17+0.0021)94=14 мм2

Кабели для цеховых ТП выбираем аналогично первому варианту; Результаты расчетов сводим в таблицу 1.7. приложение 4
Капитальные вложения:

Кв = Nв·Св·Ки = 17 · 2250 · 100 = 3825000 тенге;

Кл и Ктр приведены в таблице 4.2.
Отчисления на амортизацию, обслуживание и ремонт:
РΣл = 0,043; РΣв = РΣтр = 0,104.

Полученные расчеты стоимости потерь электроэнергии СΔэл и СΔэ.тр. приведены в таблице 4.2.
Приведенные затраты второго варианта:

З2=[(Ен + РΣв) · Кв] + [(Ен + РΣл) · Кл+СΔэл] + [(Ен+РΣтр) Ктр+СΔэтр]=
= [(0,33 + 0,104) · 3825000] + [(0,33 + 0,043) · 5411203 + 62236] + [(0,33 + 0,104) · 8640000 + 1471722] = 8962147 тенге.

Вариант 3.

Схема замещения трехфазного К.З. приведена на рисунке 1.6. прил4

Iб= S3·Uб =6003·6,3 = 54,9 кА.

Сопротивление элементов схемы: -трансформатор Т1, rт1 = 0,0375; Хт1 = 1,62; -ВЛ rл=2,94, Хл=4,8 -трансформатор Т2, rт2=2,256, Хт2=15,6
Суммарное сопротивление до точки К-2:

rΣ = rт1 + rл + rт2= 0,0375 +2,94 + 2.256 = 5,24;
ХΣ = Хс + Хт1 +Хл + Хт2 = 0,6+2,62+4,8+15.6=23,26

Ток К.З. в точке К-2 равен:

Ik["]=1·54.923,62=2,324 кА

Постоянная времени Та:

Та = 23,62314·5,24 = 0,014 с,

Мощность и ток, срабатывания выключателей:

Sрасч.откл. =60023,62=25,4 МВ·А
Iрасч.откл.=25,43·6,3 =2,33 кА

Принимаем к установке, на стороне низкого напряжения ГПП, выключатели типа ВК-10-630 - 20У3:
Сечение отходящих кабелей по условию термической стойкости должно быть не менее:

qmin=23302·(0.17+0.014)94=10,6 мм2

Кабели для цеховых ТП выбираем аналогично первому варианту. Результаты расчетов сводим в таблицу 1.8. Приложение 4
Капитальные вложения:

Кв = Nв·Св·Ки = 17 · 2250 · 100 = 3825000 тенге;
Кл и Ктр приведены в таблице 1.8.
Ктр.гпп = Nтр.гпп·Стр·Ки = 2 · 12400 · 100 = 2480000 тенге;
Отчисления на амортизацию, обслуживание и ремонт, расчет стоимости потерь электроэнергии приведены в таблице 1.8
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах ГПП:

СΔэтр.гпп=[3,85 :: 4 :: 8760 + 23,5 · 0,7[2] :: 4 :: 2198] :: 2 = 290055, 9 тенгегод.

Приведенные затраты третьего варианта:

З3=[(Ен + РΣв) · Кв] + [(Ен + РΣл) · Кл+СΔэл] + [(Ен+РΣтр) Ктр+ Ктр.гпп.)+(СΔэтр+ СΔэтр.гпп)] = [(0,33 + 0,104) · 3825000] + [(0,33 + 0,043) · 5411203 + 62236] + [(0,33 + 0,104) · 11120000 + 7700000) + (1471722+290056)]=10038467 тенге.

Результаты расчетов внешнего и внутреннего электроснабжения сводим в таблицу 1.9, приложение 4
Выбор варианта электроснабжения предприятия основывается на сравнении технико-экономических показателей приведенных выше вариантов.
Очевидно, что первые варианты внешнего и внутреннего электроснабжения имеют наименьшие приведенные затраты.
В результате выбора варианта, предпочтение следует отдавать варианту с более высоким напряжением.
Принимаем вариант внешнего и внутреннего электроснабжения завода с - ГПП 3510 кВ.

1.5 Компенсация реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности в данном случае осуществляется конденсаторами, которые устанавливаются в сети 0,4 кВ. Выбор конденсаторных батарей в сети 0,4 кВ приведен в главе 2.2, таблица 2.4.
В сети 0,4 кВ завода установлены, с учетом разделения по ТП, конденсаторные батареи общей фактической мощностью
- на ТП-1, Qнкф =100 кВар,
на ТП-2, Qнкф =100 кВар,
на ТП-6, Qнкф = 18,8 кВар,
Σ Qнкф = 218,8 кВар
Не скомпенсированная реактивная мощность в сети 0,4 кВ;
Qкнн = 3111,2 кВар.
Реактивная мощность асинхронных двигателей напряжением 6 кВ составляет; Qад = 543,3 кВар, глава 2.2, таблица 2.2.
Необходимая мощность компенсирующих устройств в сети ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.