Внутризаводское электроснабжение завода подшипников

Аннотация

Тема курсового проекта: Внутризаводское электроснабжение «Тамбовского завода подшипников скольжения».

В курсовом проекте рассмотрены вопросы реконструкции системы электроснабжения метизного производства: из технико-экономического сопоставления выбраны: оптимальный вариант системы и оптимальный уровень напряжения, электрические аппараты, соответствующие рассчитанным токам короткого замыкания, релейная защита.

1. Проектирование системы внешнего электроснабжения

1.1 Расчет электрических нагрузок

Электрические нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву), а также для расчёта потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора защиты и компенсирующих устройств.

Правильное определение электрических нагрузок является основой рационального построения и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий.

При определении расчетных нагрузок должны учитываться следующие положения:

· Графики нагрузок цехов или всего промышленного предприятия изменяются во времени, растут и по мере совершенствования техники производства выравниваются (коэффициент заполнения графика нагрузок повышается).

· Постоянное совершенствование производства (автоматизация и механизация производственных процессов) увеличивает расход электрической энергии, потребляемой предприятием. Это обстоятельство влечет за собой рост электрических нагрузок.

· При проектировании системы электроснабжения необходимо учитывать перспективы развития производства и, следовательно, перспективный рост электрических нагрузок предприятия на ближайшие 10 лет.

Расчётная нагрузка предприятия складывается из силовой и осветительной. Исходными данными для нахождения силовой нагрузки является ведомость установленных мощностей ЭП с учётом их числа и характеристик, а установленную мощность осветительной нагрузки необходимо рассчитывать.

1.1.1 Расчет силовой нагрузки цехов

Основными исходными материалами для определения расчётных нагрузок завода в целом данным методом служит перечень приемников электроэнергии с указанием их номинальной мощности (Таблица 1).

На заводе «ТЗПС» основными потребителями являются силовые общепромышленные установки. К этой группе приемников относятся компрессоры, вентиляторы, насосы и подъемно-транспортные устройства, работающие в режиме с продолжительно неизменной или мало меняющейся нагрузкой.

Двигатели компрессоров, вентиляторов и насосов работают примерно в одинаковом режиме и в зависимости от мощности снабжаются электрической энергией на напряжении от 0,22 до 0,38 кВ. Мощность таких установок изменяется в очень широком диапазоне от долей единицы до тысяч киловатт. Питание двигателей производится током промышленной частоты 50 Гц. Характер нагрузки, как правило, ровный, особенно для мощных установок. Потребители рассматриваемой группы создают нагрузку равномерную и симметричную по всем трем фазам. Толчки нагрузки имеют место только при пуске. Коэффициент мощности достаточно стабилен и обычно имеет значение 0,8—0,85.

Подъемно-транспортные устройства работают в повторно-кратковременном режиме. Для этих устройств характерны частые толчки нагрузки. В связи с резкими изменениями нагрузки коэффициент мощности также изменяется в значительных пределах, в среднем от 0,3 до 0,8.

Расчетная активная нагрузка для группы однородных по режиму приемников определяется из выражения:

(1)

где К_с — коэффициент спроса данной характерной группы приемников или всего цеха.

К_с показывает, какую долю от суммы номинальных мощностей, присоединенных приемников, составляет расчетная нагрузка. Он учитывает степень загруженности машин и неодновременность их работы, а также коэффициенты полезного действия электродвигателей на приводе машин и потери мощности в электрической сети от источника электропитания на строительной площадке до потребителя. Значения К_с принимается по справочным данным.

Расчетная реактивная нагрузка равна:

(2)

где tgц — соответствует cosц для данной группы приемников, который определяется по справочным данным.

Расчетная полная мощность S_Р, кВА

(3)

Для примера рассмотрим расчет нагрузки механического цеха № 1 Р_Н = 2625 кВт

cos = 0,7, k_С1 = 0,35

Согласно (1), (2) и (3)

= 0,35 2625 = 918,75 кВт

= 918,75 1,02 = 937,31 кВАр

кВА Расчет нагрузок для остальных цехов проводим аналогично и результаты расчета, а также справочные коэффициенты (cos и k_С) сводим в таблицу 1.

1.1.2 Расчёт осветительной нагрузки

Задачей расчета является определение потребной мощности электрической осветительной установки для создания в производственном помещении заданной освещенности.

При проектировании систем искусственного освещения как правило соблюдается следующая последовательность:

1. Выбирается метод, по которому будет производится расчет:

точечный;

через удельную мощность освещения;

коэффициента использования и т. д.

2. Определяется площадь, подлежащая освещению.

3.Устанавливается норма освещенности на рабочих поверхностях в зависимости от разряда зрительных работ по СНиП 23−05−95 или таблица 4−4, 4−5.

4. Выбирается тип и количество светильников.

Большинство цехов располагается в зданиях высотой до 6 м. Для освещения таких помещений используются преимущественно люминесцентные лампы. Оборудование располагается, как правило, рядами вдоль пролетов. Число рядов оборудования может колебаться от одного до четырех, основной проход между рядами станков располагается в центре пролета и имеет ширину 2−4 м. Для создания требуемых условий освещенности на рабочих местах и лучшего освещения механизмов управления станками, рекомендуется ряды светильников размещать не над суппортами станков, а сдвигать их в сторону механизмов управления на 0,5−1 м, что наиболее важно при небольшой высоте установки светильников, когда возможно затенение пульта управления выступающими частями станка. Для повышения равномерности освещения и уменьшения затенения рабочей поверхности корпусом оборудования светильники с люминесцентными лампами целесообразно размещать в виде непрерывных линий или с небольшим разрывом. Исходя из этого, при устройстве освещения вышеуказанных цехов наиболее целесообразными могут оказаться люминесцентные лампы небольшой мощности (например, ЛД65 или ЛД40). Использование ламп ДРЛ иДРИ для общего освещения возможно лишь в высоких цехах (6 м и выше), когда применение люминесцентных ламп приводит к резкому и неприемлемому увеличению их количества, значительно затрудняющему и удорожающему эксплуатацию систем освещения. Лампы накаливания используются в основном для местного освещения.

При выборе типа светильника по справочным данным важнейшим требованием является учет условий среды. В помещениях с нормальной средой к конструкции светильника не предъявляется специальных требований. Это же относится и к помещениям влажным и сырым, но с одним требованием — патрон должен иметь корпус из изоляционных влагостойких материалов. В помещениях особо сырых, с химически активной средой, пожарои взрывоопасных конструкция светильника должна отвечать требованиям ПУЭ 7.3−7.4

Расчет ведем по удельной мощности освещения на единицу производственной площади. Нагрузка определяется по цеху в целом при условии ее равномерного распределения по всей его площади. Данный метод заключается в следующем: для конкретного заданного цеха по его площади, требуемой освещенности и типу светильника выбирают удельную мощность освещения. Затем находят ориентировочное значение осветительной нагрузки:

(4)

где S — площадь цеха, для которого находится осветительная нагрузка, м²;

W — удельная мощность освещения, кВт/м².

Определяют ориентировочное число светильников:

(5)

где n — число ламп в светильнике;

Р_св — мощность лампы светильника, кВт.

Округляем ориентировочное число светильников до ближайшего целого уточняем мощность, необходимую для освещения данного цеха:

(6)

где N — уточненное число светильников;

В заключение находят расчетные нагрузки освещения по описанному выше методу.

Для примера рассмотрим расчет мощности осветительной нагрузки автогаража:

Окружающая среда в рассматриваемом цехе пыльная, высота до рабочей поверхности 6 м поэтому выбираем светильники типа ЛПР 2×40. Норма освещенности для закрытой стоянки машин- 50 Лк [1, таблица 4−4ж], W = 2,1 Вт/м² [1, таблица 5.49], F = 865 м².

Согласно (6), (7) и (8)

22,706

Округляем N₁ до 23, тогда

Согласно (1), (2), (4) и (5)

1472 Вт, где k_С = 0,8

Учитывая потери в низковольтных сетях найдём суммарную активную нагрузку освещения:

1542,6 Вт, Для выбранных светильников cos = 0,95 (tg = 0,33), расчетная реактивная нагрузка равна:

кВар

1475,69 кВА

1.1.3 Расчет наружного освещения

Наружное освещение может выполняться как светильниками, так и прожекторами. Безусловных экономических преимуществ ни одна из этих систем не имеет.

Преимуществами прожекторного освещения являются: возможность освещения больших открытых площадей без установки на них опор и прокладки сетей, облегчение эксплуатаций за счет резкого снижения количества мест, требующих обслуживания. К недостаткам прожекторного освещения можно отнести: слепящее действие, большая пульсация освещенности, резкие тени от объектов.

При освещении светильниками лампы ДРЛ следует использовать для освещения основных транспортных дорог завода с нормой освещенности более 4 лк. Для охранного освещения должны применяться светильники с лампами накаливания.

Высота установки светильников выбирается с учетом требований ограничения слепящего действия. Экономически целесообразным является увеличение высоты. Традиционная высота установки колеблется от 6 до 10 м. Выбираем 7 м.

Для охранного освещения выбираем светильники — СПП 200 М с лампами Б200−220 [1, табл. 9−1].

Расстояние между светильниками выбранного типа определяется расчетом. Вначале определяют световой поток, который необходим для обеспечения требуемой освещенности по формуле:

где L-нормированная яркость (для территории завода 0,4 кд/м², для охранного освещения 0,05 кд/м²), kкоэффициент запаса, _L — коэффициент использования по яркости для выбранного светильника, с учетом условий установки [1, табл. 9−3] ().

.

Далее определяется площадь, которую способен осветить выбранный светильник:

где Ф_св — световой поток от лампы в светильнике (2450 лм.)

(м²),

Для охранного освещения выбранные светильники следует устанавливать на расстоянии 50 м.

Суммарная длина охранной зоны завода составляет 1,579 км. Следовательно, для освещения потребуется 32 светильника Для наружного освещения транспортных дорог завода выбираем [1, табл. 9−1] светильник СЗП-500М с широкой симметричной кривой светораспределения. В светильники устанавливаем лампы Г500−220. Световой поток от лампы в светильнике 8300 лм. Устанавливаем светильники в наиболее оживленных местах движения (перекрестки) и на подъездах к цехам.

Следовательно для освещения дорог потребуется 24 светильника.

Суммарная мощность наружного освещения:

1.2 Определение суммарной нагрузки

Суммарную нагрузку цехов и всего предприятия в целом находят путем простого арифметического сложения соответствующих значений активной и реактивной силовой и осветительной нагрузки. После определяют полную суммарную мощность по формуле (3). Результаты сложения сводим в таблицу.

Суммарные нагрузки

1.3 Определение центра электрических нагрузок предприятия

Подстанция (главная понизительная ГПП, главная распределительная ГРП, цеховая трансформаторная ТП) является одним из основных звеньев системы электроснабжения любого промышленного предприятия. Поэтому оптимальное размещение подстанций на территории промышленного предприятия — важнейший вопрос при построении рациональных систем электроснабжения.

При проектировании систем электроснабжения предприятий различных отраслей промышленности разрабатывается генеральный план проектируемого объекта, на который наносятся все производственные цеха. Расположение цехов определяется технологическим процессом производства. В случае проектирования отдельного цеха разрабатывается его план с нанесением на него производственного оборудования.

На генеральном плане указываются установленные или расчетные мощности всего предприятия либо определённых ЭП. Одной из основных задач проектирования является оптимальное размещение ГПП, ГРП и ТП на территории промышленного предприятия или конкретного цеха.

Определение условного центра электрических нагрузок

Считаем нагрузки цеха равномерно распределенными по площади цеха, тогда центр нагрузок можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане.

Проведя аналогию между массами и электрическими нагрузками цехов P_i или отдельных ЭП, координаты их центра можно определить в соответствии со следующими формулами:

активный ЦЭН

;, (7), (8)

где, координаты центра активных нагрузок по осям;

x_i, y_i — координаты i-той нагрузки;

P_i, Q_i — i-тая активная и реактивная нагрузка соответственно.

Для определения местоположения ГПП, ГРП и ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок.

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные по плану окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов или электроприёмников цеха. Для каждого цеха (ЭП) наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок. Центр нагрузок цеха или предприятия является символическим центром потребления электрической энергии цеха (предприятия). Главную понизительную, распределительную и цеховые подстанции следует располагать как можно ближе к центру нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяжённость как распределительных сетей высокого напряжения предприятия, так и цеховых электрических сетей низкого напряжения, уменьшить расход проводникового материала и снизить потери энергии.

Картограмма электрических нагрузок позволяет наглядно представить распределение нагрузок на территории промышленного предприятия или цеха. Как уже отмечалось, картограмма нагрузок предприятия состоит из окружностей и площадь, ограниченная каждой из этих окружностей, в выбранном масштабе m равна расчетной нагрузке соответствующего цеха P_i:

(9)

Из этого выражения радиус окружности:

(10)

где m — масштаб для определения площади круга.

Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие осветительной и силовым нагрузкам. В этом случае картограмма дает представление не только о значении нагрузок, но и об их структуре.

(11)

где — сектор осветительной нагрузки в .

Результаты расчёта радиусов окружностей и секторов осветительных нагрузок цехов предприятия сводим в таблицу 4.

Выбираем масштаб m = 1 кВт/м².

Заводскую ГПП размещают как можно ближе к центру активных электрических нагрузок, что сокращает протяженность, стоимость и потери в питающих и распределительных сетях предприятия.

Таблица 5. Расчет картограммы и центра электрических нагрузок

Заводскую ГПП размещают вблизи центра активных электрических нагрузок, что сокращает протяженность, стоимость и потери в питающих и распределительных сетях электроснабжения предприятия.

1.4 Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов цеховых ТП

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных и цеховых трансформаторных подстанций промышленных предприятий должен быть технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

В практике проектирования при выборе трансформаторов:

стремятся к возможно большей однотипности трансформаторов и оборудования трансформаторных подстанций (ТП) на всем предприятии в целом;

производят выбор фундамента или камеры с учетом возможности установки в будущем более мощного трансформатора;

предусматривают работу трансформаторов на цеховых и главных ТП раздельной.

Так как большинство цехов данного предприятия относятся к потребителям 1-й и 2-й категории, надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов, которые, как правило, работают раздельно. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов (при аварии с другим) обеспечивает полностью или с некоторым ограничением потребную мощность. Обеспечение потребной мощности может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения их установленной мощности).

Мощность трансформатора ТП находится по формуле:

(12)

где S_Т — полная мощность трансформатора в кВА;

S_р — передаваемая трансформатором мощность в кВА;

n — число трансформаторов на подстанции;

к_з — коэффициент загрузки одного трансформатора. Выбирается по ПУЭ в зависимости от категории по надёжности электроснабжения.

Таблица 6. Распределение по ТП

При проектировании электроснабжения промышленных предприятий применяют следующие коэффициенты загрузки:

при преобладании нагрузок I категории ;

при преобладании нагрузок II категории ;

при нагрузках III категории .

Для примера рассмотрим выбор трансформаторов для ТП № 7.

Из таблицы 6 видно, что потребители имеют II группу по надежности электроснабжения. Следовательно, на ТП № 7 применяем два источника питания, независимых друг от друга.

По таблице 5 находим полную передаваемую мощность ТП № 7.

Мощность одного трансформатора ТП № 7 по формуле (12):

кВА.

Выбираем два трансформатора ТМ 250/10 [8, Кн. 2, таблица 29−1], технические параметры которых приведены в таблице 7.

Уточняем фактический коэффициент загрузки трансформаторов ТП № 6:

Двухтрансформаторные подстанции проверяют на перегрузочную способность в аварийном режиме, если они питают потребителей I и II категории по надежности электроснабжения. Перегрузочная способность — это способность оставшегося в работе трансформатора, при выходе из строя другого, выдержать необходимое время требуемую перегрузку. Коэффициент перегрузки вычисляют следующим образом:

(13)

В нашем случае:

где S_{п (II)} — нагрузка, приходящаяся на потребителя II категории.

Следовательно, выбранные трансформаторы подходят для установки на ТП № 6.Выбор трансформаторов и их проверку для других ТП проводим аналогично. Результаты расчета и параметры трансформаторов сводим в таблицу 7.

Таблица 7. Выбор трансформаторов

1.5 Расчет потерь мощности в трансформаторах

Потери мощности в трансформаторах слагаются из потерь активной и реактивной мощности. Потери активной мощности состоят, в свою очередь, из потерь на нагрев обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки, и потерь нагревания в стали, не зависящих от тока нагрузки.

Активные потери в трансформаторе находим по формуле:

(14)

где потери мощности короткого замыкания трансформатора (потери в обмотках) при номинальной нагрузке, кВт;

потери мощности холостого хода трансформатора, кВт;

К_З — коэффициент загрузки трансформатора.

Потери реактивной мощности также слагаются из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и зависящих от квадрата тока нагрузки, и потерь на намагничивание трансформатора, не зависящих от тока нагрузки и определяемых током холостого хода I_хх. Потери реактивной мощности определяют из следующего выражения:

(15)

где потери реактивной мощности в трансформаторе, кВАр;

потери реактивной мощности в трансформаторе при холостом ходе (потери на перемагничивание), кВАр;

потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке, кВАр.

В свою очередь:

(16)

где S_{тр. н} — номинальная мощность трансформатора, кВА;

I_хх — холостой ток трансформатора,%.

(17)

где U_к — напряжение короткого замыкания трансформатора,%.

Для примера рассмотрим расчет потерь мощности в трансформаторе ТП№ 1.

кВт;

кВАр;

кВАр;

кВАр.

Мощность с учетом потерь мощности в трансформаторах, необходимую для дальнейших расчетов (например, при выборе кабельных линий) определяют следующим образом:

(18)

где Р_п — активная мощность с учетом потерь мощности в трансформаторах, передаваемая по кабельной линии, кВт;

Р — активная мощность согласно таблице 5, кВт.

Аналогично находят реактивная мощность, передаваемая по кабельной линии (КЛ):

(19)

Полную мощность рассчитывают по формуле:

(20)

Для ТП № 1:

кВт;

кВАр;

кВА.

Для остальных ТП расчет потерь мощности, а также мощностей, передаваемых по КЛ, определяем аналогично. Результаты расчета сводим в таблицу 8.

Таблица 8. Потери мощности в трансформаторах

1.6 Выбор сечения кабелей внутризаводского электроснабжения предприятия

Для передачи электрической энергии на территории предприятия применяются кабельные линии.

Правильный выбор сечения обеспечивает надежное электроснабжение, экономию цветных металлов, оптимальное соотношение цена — качество выбранного кабеля и эффективное использование кабеля.

Согласно ПУЭ проводники электрического тока выбираются по следующим показателям: согласно ПУЭ, сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение S, мм² определяется из соотношения:

(21)

где j_ЭК — экономическая плотность тока, А/мм²,

I_Р — расчетный ток, протекающий по кабельной линии, который определяется по следующей формуле:

(22)

где S_р — передаваемая по кабелю полная мощность, кВА;

n — число параллельно работающих кабельных линий;

U_Н — номинальное напряжение, 10 кВ.

После нахождения F_эк значение найденного сечения округляют до ближайшего стандартного. Закончив выбор кабеля, обязательно производят его проверку по длительно допустимому току, допустимой перегрузке и потерям напряжения.

Для прокладки кабельных сетей по территории завода применяем кабель марки ААШв для сетей выше 1 Кв.

Силовой кабель марки ААШв предназначен для прокладки в траншеях со средней коррозионной активностью, а также на открытом воздухе по конструкциям и эстакадам. В течении эксплуатации кабель не должен подвергаться значительным растягивающим усилиям, имеет алюминиевые сплошные однопроволочные шины. Фазную изоляцию бумажную пропитанную маслоканифольным составом, корпусная изоляция такая же бумага, пропитанная маслоканифольным составом. Также кабель ААШв имеет алюминиевый корпус в поливинихлоридном шланге. В целом кабель ААШв выполнен по ГОСТ 18 410–73. Кабель имеет рабочее напряжение 10 кВ, число жил — 3, сечение жилы 70−240 мм².

Кабельную линию прокладываем в воздухе и по стенам зданий на специальных конструкциях.

Для примера рассмотрим выбор КЛ от ГПП к ТП № 5.

Из таблицы 8 передаваемая к ТП № 4.

Расчетный ток:

А Сечение кабеля по экономической плотности тока j_эк = 1,4 А/мм² [1, таблица 1.3.36] при годовом числе часов использования максимальной нагрузки T_max, от 3000 до 5000 часов для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами для промышленных предприятий, T_max = 4000 ч/год.

мм²

принимаем F = 70 мм².

1) Из таблицы 1.3.18 для выбранного сечения длительно допустимый ток I_дд = 130А.

(130 > 31,78),

следовательно кабель проходит по длительно допустимому току.

2) Проверяем кабель по допустимой перегрузке на период ликвидации послеаварийного режима. Находим для этого коэффициент предварительной загрузки:

.

Исходя из k_З, по таблице 1.3.2 определяем коэффициент допустимой перегрузки на период ликвидации послеаварийного режима при длительности максимума 6 часа: k_д = 1,25.

Должно выполнятся следующее условие:

(23)

В нашем случае

следовательно, выбранный кабель проходит по допустимой перегрузке.

3) Проверяем кабель по потерям напряжения в нормальном и аварийном режимах.

В нормальном:

(24)

где P_п, Q_п — передаваемая по кабелю активная (кВт) и реактивная (кВАр) мощности соответственно;

r₀, x₀ — активное и реактивное сопротивление соответственно, Ом/км;

L — длина линии, м;

U_н — номинальное напряжение, кВ.

Потеря напряжения в процентах:

(25)

Должно выполнятся следующее условие:

(26)

где .

Проверку в аварийном режиме осуществляют аналогично, учитывая, что, т.к. передаваемая мощность увеличивается.

Для КЛ от ГПП к ТП № 5 r₀ = 0,447 Ом/км, x₀ = 0,0612 Ом/км, L = 49 м.

Потери напряжения в нормальном режиме:

В;

.

Потери напряжения в аварийном режиме:

В;

.

Следовательно, кабель проходит по потере напряжения.

Выбор и проверку остальных КЛ от ГПП до ТП проводим аналогично. Результаты расчета и параметры КЛ сводим в таблицу 9.

Таблица 9. Выбор КЛ

1.7 Расчет потерь в кабельных линиях. Определение суммарной нагрузки предприятия

Электрический ток, проходя по КЛ, вызывает потери мощности на вредный для них нагрев. Потери мощности должны быть компенсированы генераторами электростанций. Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный характер, и поэтому потери мощности в линиях будут изменяться с изменением нагрузки.

Потери мощности в линии слагаются из потерь активной и реактивной мощности:

активные потери:

(27)

где Р_п, Q_п — передаваемая по кабелю активная (кВт) и реактивная (кВАр) мощности соответственно;

r₀ — активное сопротивление линии, Ом/км;

L — длина линии, км;

U_н — номинальное напряжение линии, кВ.

реактивные потери:

(28)

где x₀ — активное сопротивление линии, Ом/км.

Для примера рассмотрим расчет потерь в кабельной линии КЛ10:

Р_п = 1500,9 кВт, Q_п =1494,72 кВАр, r₀ =0,329 Ом/км, x₀ = 0,0610 Ом/км, L =129 м.

кВт;

кВАр.

Расчет потерь для других КЛ аналогичен. Данные расчета сводим в таблицу 10.

Общую суммарную нагрузку предприятия определяют путем арифметического сложения соответствующих значений активной и реактивной нагрузок, передаваемых по КЛ, с активными и реактивными потерями в этих линиях. В нашем случае:

активная:

кВт

реактивная:

кВАр Полная суммарная мощность предприятия:

кВА.

Таблица 10. Потери мощности в кабельных линиях

1.8 Компенсация реактивной мощности

Приемники и преобразователи электроэнергии, имеющие в конструкции обмотки (электродвигатели, трансформаторы и др.), потребляют не только активную мощность, но и реактивную. При передаче по элементам системы электроснабжения реактивной мощности (РМ), объективно необходимой для преобразования электроэнергии, в них возникают потери активной мощности, за которые расплачивается предприятие-потребитель. Альтернативой дополнительной плате за электроэнергию является установка в сети предприятия источников реактивной мощности (ИРМ). Компенсация реактивных нагрузок в сети потребителя позволяет:

· снизить плату поставщику за потребленную электроэнергию;

· уменьшить токовые нагрузки элементов системы электроснабжения (кабельных и воздушных линий, трансформаторов), обеспечив возможность расширения производства;

· улучшить качество электроэнергии за счет уменьшения отклонений напряжения от номинального значения.

Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой, то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности напряжение в сети понижается.

Компенсация реактивных нагрузок может осуществляться за счет перевозбуждения имеющихся синхронных электродвигателей (СД) напряжением 6−10 кВ или путем размещения в сети конденсаторных установок высокого (ВКБ) и низкого (НКБ) напряжения.

Мощность компенсирующего устройства Q_к определяют как разность между реактивной нагрузкой предприятия Q и предельной реактивной мощностью, предоставляемой предприятию энергосистемой по условию режима его работы Q_э:

(29)

где тангенс угла, отвечающий установленным предприятием условиям получения мощности.

Конденсаторные установки могут быть установлены как на ГПП, так и в сети 10 — 0,38 кВ. Мощность конденсатора пропорциональна его емкости и квадрату напряжения, поэтому удельная стоимость ВКБ оказывается примерно вдвое меньшей, чем НКБ. Однако постоянная составляющая затрат для ВКБ оказывается выше за счет большей стоимости подключения к сети. Для более точного выбора необходимо производить технико-экономические расчеты. Для данного расчета примем, что компенсирующие устройства установлены на стороне 10 кВ предприятия.

Для данного предприятия коэффициент мощности, откуда .

Тогда:

Выбираем компенсирующую установку УК 10−6300.

Реактивная мощность после компенсации:

кВАр, где n — количество конденсаторных установок.

Полная мощность после компенсации:

кВА.

1.9 Выбор рационального напряжения питания

Рациональное построение системы электроснабжения промышленного предприятия наряду с выбором схемы питания определяется местоположением главной понизительной или распределительной подстанции и цеховых подстанций и во многом зависит от выбора напряжений для системы электроснабжения промышленных предприятий.

Найти величину рационального напряжения для системы электроснабжения промышленного предприятия означает определить тот уровень стандартного напряжения, при котором система электроснабжения имеет минимально возможные годовые расчетные затраты средств.

Технико-экономическое сравнение проводим при двух значениях напряжения — 35 и 110 кВ, и при потребляемой мощности S_п = 25 116,9 кВА, длина линии: L = 7 км, экономическая плотность тока: j_Э = 1 А/мм2 [1, таблица 1.3.36], количество параллельных линий: n = 2.

Ток в линии в нормальном режиме в общем виде:

(32)

где S_п — потребляемая предприятием мощность, кВА;

U_н — номинальное напряжение, кВ;

n — количество линий.

Токи в линии при уровнях напряжений 110 кВ и 35 кВ:

А

А Экономическое сечение провода в общем виде:

(33)

Применительно к нашему расчету:

мм²

мм²

Принимаем в первом случае F₁₁₀ = 70 мм² (провод АС-70), а во втором значение F₃₅ = 240 мм² (провод АС-240). Длительно-допустимые токи нагрузки для выбранных по экономической плотности тока проводов I_Д.Д110 = 265 А и I_Д.Д35 = 605 А [4, таблица 1.3.29].

Стоимость 1 км двухцепных линий определяем из таблиц 26−11 и 26−13 [4, Кн. 2].

С₃₅ = 306,675 тыс. руб./км (унифицированные металлические двухцепные опоры с тросом) С₁₁₀ = 218,45 тыс. руб./км (унифицированные железобетонные промежуточные и металлические анкерные двухцепные опоры с тросом) Затраты на строительство:

(34)

Тогда:

тыс.руб. и тыс.руб.

Выбираем выключатели на стороне высокого напряжения по номинальному напряжению и максимальному рабочему току:

А;

А.

При U_н = 35 кВ: ВТД-35−630−12,5, С_В = 65 тыс. руб. [7, таблица 27.5];

U_н = 110 кВ: МКП-110−630−20, С_В = 270 тыс. руб. [7, таблица 27.5].

Стоимость выключателей:

тыс. руб.;

тыс. руб.

Согласно пункту 2.4 ПЗ выбираем силовые трансформаторы. Условия выбора и технические данные [6, Кн. 2, таблица 29−1] трансформаторов заносим в таблицу 11. Мощность трансформатора, предполагаемого к установке на ГПП рассчитываем по формуле (13).

Таблица 11

Стоимость двух трансформаторов:

тыс. руб.; тыс. руб.

Суммарные капитальные затраты:

тыс. руб.

тыс. руб.

Эксплуатационные потери

1) Стоимость потерь в одной цепи линии

(35)

где I — ток, протекающий в линии, А;

R — сопротивление линии, Ом;

Т_max — годовое число часов использования максимума нагрузки, ч/год;

С_Э — стоимость электрической энергии, руб./кВтч.

В нашем случае Т_max = 6240 ч/год, С_Э = 2,20 руб./кВтч.

Сопротивление линии:

(36)

где r₀ — удельное активное сопротивление линии, Ом/км [6, таблица 84].

Ом;

Ом.

Тогда, согласно (63):

тыс. руб./год;

тыс. руб./год;

Для двухцепной линии:

(37)

тыс. руб./год;

тыс. руб./год.

2) Потери энергии группой трансформаторов

(38)

где Р_хх, Р_к — потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора соответственно, кВт;

n — количество трансформаторов;

Т — число рабочих часов в году.

кВтч/год;

кВтч/год.

Стоимость потерь энергии в трансформаторах:

тыс. руб./год;

тыс. руб./год;

3) Нормы отчислений на амортизацию и капитальный ремонт [10, таблица 4.1] для:

ВЛ на железобетонных и металлических опорах ;

электрооборудования, установленного на подстанциях .

Нормы отчислений на текущий ремонт и обслуживание:

ВЛ на железобетонных и металлических опорах ;

электрооборудование .

Суммарные затраты

(39)

где Е_н = 0,12 — нормативный коэффициент;

Р — суммарные амортизационные отчисления и отчисления на текущий ремонт и обслуживание;

К — капитальные затраты, тыс. руб.;

С_Э — стоимость потерь, руб./год.

тыс. руб./год;

тыс. руб./год.

Расчет показал экономическое преимущество в качестве питающего напряжения 110 кВ перед напряжением 35 кВ. Следовательно, питаем ГПП напряжением 110 кВ.

2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое непредусмотренное нормальными условиями работы замыкание между фазами, а в системах с заземленной нейтралью (или четырехпроводных) также замыкание одной или нескольких фаз на землю (или на нулевой провод).

Для выбора аппаратов и проводников, для определения воздействия на несущие конструкции при расчете токов КЗ исходят из следующих положений:

все источники, питающие рассматриваемую точку, работают с номинальной нагрузкой;

синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения;

КЗ наступает в момент времени, когда ток КЗ имеет макс. значение;

электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе;

расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5% выше номинального напряжения сети.

Учитывают влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных двигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывают при:

а) единичной мощности электродвигателей 100 кВт, если электродвигатели отдалены от места КЗ одной ступенью трансформации;

б) любой мощности, если они отдалены от места КЗ двумя или более ступенями трансформации или если ток от них может поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые проходит основной ток КЗ от сети, которые имеют существенное сопротивление (линия, трансформаторы и т. д.).

Расчетная схема для определения токов КЗ представляет собой схему в однолинейном исполнении (рисунки 1, 2), в которую введены генераторы, компенсаторы, синхронные и асинхронные электродвигатели, оказывающие влияние на ток КЗ, а также элементы системы электроснабжения (линия, трансформаторы), связывающие источники электроэнергии с местом КЗ.

По расчетной схеме составляют схему замещения, в которой трансформаторные связи заменяют электрическими (рисунки 3, 4). Элементы системы электроснабжения (СЭС), связывающие источники электроэнергии с местом КЗ, вводят в схему замещения сопротивлениями, а источники электроэнергии — сопротивлениями и ЭДС. Сопротивления и ЭДС схемы замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения.

Расчет, как правило, проводят в базисных величинах.

Принимаем:

полную базисную мощность S_б = 100 МВА;

базисное напряжение первой ступени U_б1 = 115 кВ.

Тогда базисный ток первой ступени:

Базисные напряжение и ток второй ступени:

;

Базисные напряжение и ток третьей ступени:

;

.

Сопротивления элементов схемы замещения СЭС на следующих этапах расчета определяют через базисные величины.

Находим сопротивления для основных элементов схемы замещения СЭС: системы, ВЛ, трансформаторов, КЛ.

1) Система

сопротивление системы:

(38)

(39)

ЭДС системы:

2) Воздушная линия

реактивное сопротивление ВЛ:

(40)

где х₀ — удельное реактивное сопротивление ВЛ, Ом/км [5, таблица 83];

L — длина линии, км.

активное сопротивление ВЛ:

(41)

где r₀ — удельное активное сопротивление ВЛ, Ом/км.

полное сопротивление ВЛ:

(42)

Найдем сопротивление в базисных величинах ВЛ

3)Трансформатор

реактивное сопротивление трансформатора с учетом РПН:

(43)

(44)

где U_{к min}, U_{к max} — минимальное и максимальное напряжение короткого замыкания соответственно,%;

S_{тр н} — номинальная мощность трансформатора, МВА;

U_{н min}, U_{н max} — номинальное минимальное и максимальное напряжение трансформатора, кВ.

активное сопротивление трансформатора без РПН:

(45)

где Р_к — мощность короткого замыкания, МВт.

полное сопротивление трансформатора:

(46)

Рассчитаем параметры схемы замещения трансформатора Т1 ГПП.

U_{к min} = 10,9%; U_{к max} = 11,05%; U_{н min} = 96,6 кВ; U_{н max} = 126 кВ; S_{тр н} = 16 МВА.

;

;

0.48,

0,83.

4)Кабельная линия

реактивное сопротивление:

(47)

где х_КЛ — реактивное сопротивление КЛ, Ом;

активное сопротивление:

(48)

где r_КЛ — активное сопротивление КЛ, Ом.

полное сопротивление КЛ:

(49)

Найдем сопротивление КЛ1 в базисных величинах.

.

5) Асинхронный двигатель

сопротивление асинхронного двигателя:

(50)

где I_П — кратность пускового тока к номинальному.

20,76

Перевод параметров схемы замещения остальных элементов СЭС проводим аналогично. Результаты сводим в таблицу 13 и14.

Таблица 13. Параметры схемы замещения

Таблица 14 — сопротивления трансформаторов

Расчет ведем для токов трехфазного КЗ, т.к. этот режим наиболее тяжелый.

Ток КЗ находят по формуле:

(51)

(52)

где Е_экв — эквивалентная ЭДС;

Z_экв — эквивалентное сопротивление цепи КЗ.

После нахождения тока КЗ в базисных величинах переводят его значение в именованные единицы.

Найдем ток КЗ в точке К1.

Расчетная схема для расчета тока КЗ имеет следующий вид (рис. 5):

Рис. 5

Для дальнейшего расчета преобразуем расчетную схему в эквивалентную принципиальную схему в базисных величинах (рис. 6).

Рис. 6

Все параметры схемы замещения элементов СЭС берем из таблицы 13 и14 ПЗ.

Находим эквивалентную ЭДС:

Эквивалентное сопротивление:

Ток КЗ:

Ток КЗ в именованных величинах:

;

.

Расчет токов КЗ для остальных точек замыкания по стороне высокого напряжения проходит аналогично. Его результаты сводим в таблицы 15.

При выборе коммутационных аппаратов необходимо проводить его проверку на электродинамическую стойкость. Проверка осуществляется по воздействию ударного тока КЗ и максимальному значению тока КЗ.

Ударный ток КЗ рассчитывают по формуле:

(53)

где — ток КЗ, протекающий через аппарат, А;

К_у — ударный коэффициент.

По принимаем К_у=1.8. (74)

Максимальное действующие значение ударного тока КЗ определяют по формуле:

(55)

Определим ударные токи КЗ в точке К1.

кА кА

Таблица 15. Результаты расчета токов короткого замыкания