Выбор схемы внутреннего электроснабжения

Выбор схемы внутреннего электроснабжения

Для питания низковольтных потребителей можно применять несколько вариантов схемы электроснабжения. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей ЭЭ, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

Варианты схемы внутреннего электроснабжения ремонтно-механического завода: радиальная и смешанная представлены на рисунке 3.4 и рисунке 3.5

Радиальными схемами являются такие схемы, в которых электрическая энергия от центра питания передается прямо к цеховой подстанции, без ответвлений на пути для питания других потребителей. Применяются для питания мощных потребителей, так как обладают большим количеством отключающей аппаратуры и имеют значительное количество питающих линий.

Трансформаторные подстанции ТП-2 и ТП-5 предназначены для питания потребителей II-III категории электроснабжения — это сварочный цех и склад, компрессорная для нужд ремонтно-механических цехов, где допустим перерыв в электроснабжении до 1-2 суток. От ТП-1, ТП-3, ТП-4, ТП-6 питаются также потребители II-III категории, перерыв питания у которых может быть допущен в пределах не более 1-2 ч. Потребители I категории электроснабжения на заводе не имеются.

Магистральная схема электроснабжения – это когда потребителей много и радиальная схема питания явно нецелесообразна. Обычно магистральные схемы обеспечивают присоединение пяти-шести подстанций с общей мощностью не более 5000 – 6000 кВА. Эти схемы считаются менее надежными.

Схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями можно создать построив смешанную схему: радиальная плюс магистральная.

Конкретный вариант схемы получим на основании сравнительного технико–экономического расчета.

Выбираем сечение кабельных линий, идущих от ГРП к каждой трансформаторной подстанции завода, для этого определим расчетный ток ( ) по формуле

где номинальная мощность трансформатора;

— номинальное напряжение трансформатора.

Итак, для линии питающей КЛ1 на рисунке 7.4, используя формулу (3.15) получим рабочий ток в утяжеленном режиме

где — 1000 кВА — из таблицы 6.1

По длительно допустимому току =75А принимаем кабель с алюминиевыми жилами сечением F = 16 мм 2. таблица 7.10 /4/, с активными сопротивлениями на 1 км длины при 20°С гуд = 1,94 Ом/км, худ =0,113 Ом/км. Выбираем марку провода ААШвУ- 3х16, таблица 3.3.

Результаты выбора остальных кабельных линий получаем аналогично и сводим в таблицу 3.3.

Проверим намеченное к установке сечение F = 16мм 2 по нагреву током утяжелённого режима по формуле

где = 0,93, с. 34 /14/ — коэффициент, учитывающий количество прокладываемых кабелей;

— температурный коэффициент, определяемый по формуле (3.17);

Кпер = 0,12, таблица 7.19/4/- коэффициент допустимой перегрузки.

где — длительно допустимая температура, = 60° С для кабелей 10 кВ, таблица 1.12/4/;

— температура окружающей среды, = 20° С;

— номинальная температура окружающей среды, =15ºC для проводников проложенных в земле, таблица 1.13 /4/.

Тогда по формуле (3.17) получим

Условие нагрева током рабочего утяжеленного режима для проверки кабеля по формуле (3.16) выглядит следующим образом:

75,0 ·0,93·0,94·1,2 = 78,678 57,735

Условие выполняется, таким образом по расчетному режиму проходит кабель сечением 16 мм², например типа ААШвУ -3х16 мм².

Выбор других кабелей произведем аналогично, а результаты выбора сведем в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 Результаты выбора кабельных линий

Определим капитальные затраты на внутризаводское электроснабжение по первому варианту ( ) по формуле

где n =13 – количество выключателей на отходящих от ГРП кабельных линиях, рисунок 7.4;

Kв = 15540 руб. – стоимость выключателя типа ВМПЭ-10 с учетом коэффициента индексации, таблица 10.26 /4/;

= 39547,8 руб. – общая стоимость на монтаж и материалы всех отходящих от ГРП линий, таблица 3.4.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в проектируемой электроустановке ( ) рассчитана по формуле (3.5), а амортизационные отчисления на линии ( ) по формуле (3.4) при а=54,6, с.548 /4/ и . таблица 3.4.

Амортизационные отчисления на выключатели ( ) рассчитаем по формуле (3.4) и получим:

По формуле (3.19), имеем

Определим капитальные затраты по второму варианту

где n = 9 – количество выключателей на отходящих кабельных линиях, рисунок 3.5;

m =8 – количество ячеек КСО, рисунок 3.5;

Кв = 15540 руб. – стоимость выключателя типа ВМПЭ-10 с учетом коэффициента индексации, таблица 10.26 /4/;

Кя = 7580 руб. – стоимость одной ячейки типа КСО, таблица 10.33 /4/;

Кл = 31531 руб. = общая стоимость на монтаж и материалы всех отходящих от ГРП линий, таблица 3.4.

Отсюда, по формуле (3.20) получаем

9 · 15540 + 8 · 7580 + 31531 = 232031 руб.

Потери ЭЭ в питающих кабельных линиях рассчитываем по формуле (3.12).

Для линии КЛ1 получаем

= 1·92,3² ·0,89 ·0,315 · 2886,2 = 6893,4.кВтч/год,

где n =1. рисунок 3.5;

=92,3 А. таблица 3.3;

= 0,89 Ом/км. таблица 3.3;

L = 0,315 км. – длина линии, таблица 3.3.

Для остальных кабельных линий результаты расчетов сведены в таблицу 3.4.

=9 · 15540 = 139860 руб.

Для второго варианта имеем

где а = 9,4, с.548 /4/;

9 ·15540+8·7580 = 232,031 тыс.руб.

Приведенные затраты для каждого варианта схем внутреннего электроснабжения рассчитаем по формуле (3.1) при К=К для первого варианта и К= для второго варианта.

Окончательно результаты расчетов сведем в таблицу 3.5.

Таблица 3.5 Результаты расчетов расходов на внутреннее электроснабжение

В качестве схемы внутреннего электроснабжения принимаем радиальную схему (первый вариант), так как она имеет наилучшие технико-экономические показатели.

3.3 Расчет планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей цехов

Численность ремонтного персонала определяется на основе годовой трудоемкости текущих и капитальных ремонтов электрооборудования (ЭО). Для расчета годовой трудоемкости определяется структура ремонтного цикла каждой единицы оборудования.

Между двумя капитальными ремонтами для однотипного ЭО ( )

где — продолжительность ремонтного цикла, по таблицам 5.2, 7.1, 10.2 /11 /;

— коэффициент, определяемый согласно работы ЭО /11/;

— коэффициент для коллекторных машин, постоянного и переменного тока;

— коэффициент использования /11/;

— коэффициент для машин, отнесенных к категории основного ЭО;

— коэффициент для передвижных установок.

Время между двумя текущими ремонтами однотипного ЭО (, мес)

где — продолжительность ремонтного цикла по таблицам 3.6, 7.1, 10.2 /11/ для однотипного электрооборудования.

Рассчитаем и для цеховых трансформаторов КТП 1/1, по форму­лам (3.21) и (3.22), соответственно

и — не учитываем, так как трансформатор не коллекторная машина и не передвижная установка.

Расчет циклов для остального электрооборудования аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу 3.6.

Таблица 3.6 Ремонтные циклы электрооборудования механического завода

Наименование оборудования и механизмов

1 — установка нового или ввод ЭО после капитального ремонта (КР);

2 — текущий (средний) ремонт;

3 конец ремонтного цикла.

На базе структуры ремонтного цикла определяется годовая трудоёмкость капитальных ремонтов каждой единицы электрооборудования г.кр.i , чел.ч/год) по формуле

где трудоемкость капремонта для однотипного ЭО, чел.ч /11 /;

продолжительность ремонтного цикла для однотипного ЭО, лет /11/. Годовая трудоёмкость текущих ремонтов ( ), чел.ч/год

где nmpi количество текущих ремонтов в структуре однотипных ЭО по таблице 3.7

tmpi трудоёмкость текущего ремонта для однотипного ЭО, чел.ч /11/.

Годовая трудоёмкость капитальных ремонтов каждой единицы электрооборудования и годовая трудоёмкость текущих ремонтов для КТП 1/1 .

Данные по расчету и сведем в таблицу 3.8

Таблица 3.8 Годовая трудоемкость ремонтов электрооборудования