Проектирование системы электроснабжения cтанкостроительного завода

Федеральное агентство по образованию (Рособразование) Архангельский государственный технический университет Кафедра электротехники и энергетических систем

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине «Электроснабжение промышленных предприятий»

На тему «Проектирование системы электроснабжения cтанкостроительного завода»

1615.10.КП.017.00ПЗ

Корельский Вадим Сергеевич Факультет ОСП-ПЭ курс 4 группа 1 d

Руководитель проекта доцент Баланцев Г. А. т Проект допущен к защите 1

Архангельск

Федеральное агентство по образованию (Рособразование) Архангельский государственный технический университет Кафедра электротехники и энергетических систем

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по «Электроснабжению промышленных предприятий»

студенту ОСП-ПЭ 1 факультета 4 курса 1 группы Корельскому Вадиму Сергеевичу ТЕМА: «Проектирование электроснабжения станкостроительного завода»

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ: Электроснабжение осуществляется от районной подстанции энергосистемы 110/10 кВ с двумя трансформаторами по 63 МВА, удаленной от завода на 10 км или от линии 35 кВ, находящейся в 8 км от завода.

Электрические нагрузки станкостроительного завода

Рисунок 1- Генплан станкостроительного завода Вариант 17. Электрические нагрузки Цеха

Рисунок 2- Генплан рассчитываемого цеха Срок проектирования с «15» февраля 2010 г. по «15» декабря 2010 г.

Руководитель проекта доцент Баланцев А. Р.

Реферат

Курсовой проект состоит из 60 страниц. В пояснительной записке присутствует 8 рисунков, 12 таблиц. При написании курсового проекта использовалось 7 литературных источников. Курсовой проект так же включает в себя графическую часть.

Цель работы — практическое применение и закрепление знаний, полученных по курсу «Электроснабжение промышленных предприятий»; подготовка к выполнению дипломного проекта на завершающем этапе обучения в университете.

В ходе курсового проектирования были рассмотрены особенности технологического процесса станкостроительного завода; определены электрические нагрузки по цехам и предприятию в целом; произведен выбор внешней и внутренней схем электроснабжения завода, а также основного и вспомогательного оборудования.

Ключевые слова, встречающиеся в курсовом проекте:

Главная понизительная подстанция предприятия (ГПП) — подстанция предприятия, предназначенная для понижения напряжения получаемого из системы до напряжения внутризаводской сети предприятия.

Цеховая подстанция (ЦП) — подстанция, устанавливаемая в цехе или рядом и предназначенная для питания этого цеха, путем понижения напряжения внутризаводской сети до напряжения потребителей цеха.

Распределительное устройство (РУ) — электроустановка, предназначенная для приема и распределения электроэнергии, содержит электрические аппараты, шины и вспомогательные устройства.

Внутризаводская сеть — система электроснабжения предприятия, передающая электроэнергию от ГПП к ЦП или РУ цехов питающимся на напряжении внутризаводской сети Компенсация реактивной мощности — комплекс мероприятий направленных на уменьшение потребления реактивной мощности из системы.

СОДЕРЖАНие

1. Краткая характеристика технологического процесса и требования к надёжности электроснабжения

2. Определение расчетных электрических нагрузок по методу упорядоченных диаграмм

2.1 Выбор кабельных линий

3. Выбор автоматических выключателей

4. Определение расчетных электрических нагрузок по методу коэффициента спроса

5. Выбор места расположения ГПП (ПГВ)

6. Выбор номинального напряжения и схемы внешнего электроснабжения

7. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

7.1 Варианты внутренней распредсети предприятия

7.2 Выбор мощности и числа цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

7.3 Выбор кабельных линий 10−0,4 кВ распредсети предприятия

7.4 Выбор варианта внутреннего электроснабжения

8. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

8.1 Выбор компенсирующих устройств ГПП

8.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

9. Расчет токов короткого замыкания

9.1 Расчёт параметров схемы замещения

9.2 Расчет токов КЗ в сети10 кВ

9.3 Расчет токов КЗ в сети 0,4кВ

10. Проверка электрических аппаратов и проводников электрической сети по условиям КЗ

Список использованных источников

Система электроснабжения промышленного предприятия является подсистемой энергосистемы, обеспечивающей комплексное электроснабжение промышленных, транспортных, коммунальных и сельскохозяйственных потребителей данного района. Система электроснабжения промышленного предприятия является подсистемой технологической системы производства данного предприятия, которая предъявляет определенные требования к электроснабжению.

Каждое промышленное предприятие находиться в состоянии непрерывного развития: вводятся новые производственные площади, повышается использование существующего оборудования или старое оборудование заменяется новым, более производственным и мощным, изменяется технология и т. д. Система электроснабжения промышленного предприятия (от ввода до конечных приемников электроэнергии) должна быть гибкой, допускать постоянное развитие технологии, рост мощности предприятий и изменение производственных условий.

Основные задачи, решаемые при проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий, заключаются в оптимизации параметров этих систем путем правильного выбора напряжений, определения электрических нагрузок и требований к бесперебойности электроснабжения; рационального выбора числа и мощности трансформаторов, преобразователей тока и частоты, конструкции промышленных сетей, средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения, средств симметрирования нагрузок и подавление высших гармоник в сетях путем правильного построения схемы электроснабжения, соответствующей оптимальному уровню надежности и т. д. Все эти задачи непрерывно усложняются вследствие роста мощностей электроприемников, появления новых видов использования электроэнергии, новых технологических процессов и т. д.

Исходными данными на проектирование электроснабжения завода являются:

1. Генеральный план предприятия, на котором обозначены места расположения цехов, пути внутризаводского транспорта.

2. Характеристика технологического процесса производства предприятия и отдельных цехов.

3. Электрические нагрузки по цехам предприятия в виде общей установленной мощности. Для цеха, электроснабжение которого надо разработать подробно — паспортные данные отдельных приемников электроэнергии (номинальная мощность, коэффициент мощности).

4. Сведения об источниках электроснабжения промышленного предприятия:

— возможные источники питания и их мощность;

— расстояние от источников питания до промышленного предприятия;

— напряжения на сборных шинах источников питания.

Задачи курсового проектирования: систематизация: расширение и закрепление теоретических знаний по специальным дисциплинам; приобретение и развитие навыков решения инженерных задач с использованием современных методов расчета, выполнения чертежей предлагаемых конструкций; овладение методикой выбора электрооборудования и схем электроснабжения с использованием директивных, инструктивных и справочных материалов, современных научных и инженерных разработок в области электроснабжения; умение оформлять техническую документацию в соответствии с требованиями ГОСТов.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТРЕБОВАНИЯ К НАДЁЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.

В качестве объекта проектирования выбран станкостроительный завод. В технологической цепочке по выпуску продукции участвуют следующие цеха и участки: токарно-механический, сборочный, инструментальный, литейный, кузнечный, ремонтный, насосная станция, компрессорная, деревообделочный цех, гараж, склад готовой продукции, механический цех (рассчитываемый).

Все приемники электрической энергии в данных цехах потребляют трехфазный переменный ток, частотой 50 Гц, напряжением 380 В, за исключением компрессорной и насосной станций, где кроме приемников 380 В имеются приемники с рабочим напряжением выше 1кВ.

По бесперебойности энергоснабжения к потребителям 2-ой категории относятся: токарно-механический, сборочный, инструментальный, литейный, деревообделочный, ремонтный, механический, рассчитываемый, кузнечный цеха, компрессорная и насосная станции.

Остальные потребители предприятия относятся к 3-ей категории: электрифицированный гараж, склад готовой продукции.

Питание завода, возможно, осуществить от подстанции 110/10 кВ с двумя трансформаторами по 63 МВ*А, расположенной в 10 км от завода, или от линии 35 кВ, находящейся в 8 км от завода.

2. Определение расчетных электрических нагрузок по методу упорядоченных диаграмм

При определении расчетных нагрузок цеха, используем метод упорядоченных диаграмм. Этот метод является основным при определение расчетных нагрузок систем электроснабжения. При выполнение расчётов распределяем электроприёмники на характерные группы и намечаем узлы питания. Расчёт проводим для всех узлов нагрузки и всего цеха в целом.

Расчетная максимальная активная нагрузка группы электроприемников определяется по формуле, кВт Р_макс = К_макс · К_и · Р_ном = К_макс · Р_см, (1)

где Р_ном — суммарная номинальная активная мощность электроприемников, кВт;

Р_см — средняя мощность за наиболее загруженную смену, кВт;

К_и — групповой коэффициент использования;

К_макс — коэффициент максимума.

Для двигателей повторно-кратковременного режима номинальная мощность приводится к длительному режиму (ПВ = 100%) и определяется по формуле, кВт р_ном = р_п ,(2)

где р_п и ПВ_п — соответственно паспортная мощность и паспортная продолжительность включения.

Для сварочных трансформаторов номинальная мощность определяется по формуле, кВт

р_ном = S_п cosц_п ,(3)

где S_п — паспортная мощность сварочного трансформатора и паспортные значения cosц_п и ПВ_п.

Суммарная номинальная активная мощность группы электроприемников определяется по формуле

Р_ном = .(4)

Средняя активная и реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену одного приемника определяется по формуле р_см = р_ном · к_и; (5)

q_см = р_см · tgц_п,(6)

где к_и — коэффициент использования электроприемников принимаем по [3, с. 31, прил.1].

Для группы электроприемников Р_см =, (7)

Q_см = .(8)

Групповой коэффициент использования определяется по формуле :

К_и = Р_см / Р_ном .(9)

Коэффициент максимума К_макс определяется в зависимости от группового коэффициента использования К_и и эффективного числа электроприемников n_эф [3, с. 9, табл.3].

Для нахождения n_эф определим показатель силовой сборки :

m = p_{ном.макс} / р_{нои.мин},(10)

где p_{ном.макс} — номинальная мощность наибольшего электроприемника в группе, кВт;

р_{нои.мин} — номинальная мощность наименьшего электроприемника в группе, кВт.

При К_и > 0,2 и m > 3 эффективного числа электроприемников определяют по формуле :

n_эф = 2· Р_ном / p_{ном.макс}.(11)

В тех случаях, когда n_эф > n, то следует принимать n_эф = n.

Расчетная максимальная реактивная мощность определяется по формуле :

Q_макс = К'_макс · Q_см,(12)

где К'_макс — коэффициент максимума реактивной нагрузки,

при n_эф? 10 К'_макс = 1,1, а при n_эф > 10 К'_макс = 1.

Для освещения цеха принимаем лампы ДРЛ-400, соответственно для них выбираем светильники «РСП 05−400» и ПРА «1К 400ДРЛ 44−001УХЛ1»

Таблица 1- Параметры ПРА

Рисунок 3- Светильник РСП 0,5−400

Нагрузки электрического освещения учитываются по формулам [3,с.11, ф.9]

Р_p.o. = p_o. · F · K_c.o., (13)

Q_p.o. = P_p.o · tgц_o(14)

где — нагрузка производственной площади, для высоты помещений 4−6 м и требуемой для таких цехов освещённости 300 лк, Вт/;

F — площадь цеха, F = 4200;

— для ламп ДРЛ, т.к. = 0,85, то =0,62

— коэффициент спроса на осветительную нагрузку, для производственных зданий, состоящих из ряда пролётов Кс. о = 0,95 [7, с. 100, табл.2.7].

Полная расчетная нагрузка цеха с освещением определяется по формуле [3,с.11, ф.10]

(15)

Потери в трансформаторе можно на этой стадии проектирования определить по формулам [3, с. 13, ф.13, 14]

ДР_Т = 0,02 S'_p, (16)

ДQ_Т = 0,1 S'_p.(17)

Итого по цеху полная расчетная мощность

.(18)

Расчетный ток определяется по формулам:

для одного приемника

(19)

для группы приемников

. (20)

Результаты расчетов занесем в таблицу 2.

Таблица 2- Расчетные нагрузки электроприёмников цеха

2.1 Выбор кабельных линий

Сечение проводов и жил кабелей цеховой сети выбираем по нагреву длительным расчетным током. Принимаем марки кабелей АВВГ и ВВГ.

Ток в линиях находим по формуле, А:

.(21)

где S_р — нагрузка на кабель, МВА.

Во всех случаях для проводника выбранной марки и сечения должно выполняться условие допустимого нагрева его расчетным током

.

Коэффициент загрузки линии определяется по формуле:

. (22)

Определим нестандартное сечение провода, мм²:

(23)

где j_э — экономическая плотность тока, А/мм², 1,4.

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.

Таблица 3 — Выбор кабелей в цехе

3. Выбор автоматических выключателей

Определим пиковые нагрузки ответвлений к двигателям:

(24)

где I_{пуск.дв} — пусковой ток двигателя, А;

I_ном.дв — номинальный ток двигателя, А;

i_п — кратность пускового тока двигателя по отношению к номинальному, 6,5.

При выборе автоматических выключателей необходимо выполнить следующие условия:

1) номинальное напряжение выключателя должно соответствовать номинальному напряжению сети:

где U_ном.в — номинальное напряжение выключателя, В;

U_ном.с — номинальное напряжение сети, В.

2) номинальный ток выключателя должен быть равен или превышать расчетный ток ответвления:

где I_ном.в — номинальный ток выключателя, А;

I_р — расчетный ток ответвления, А.

3) номинальный ток расцепителя должен быть равен или превышать расчетный ток ответвления:

4) ток срабатывания электромагнитного расцепителя должен превышать пусковой ток защищаемого двигателя:

(25)

где I_{ср. э} — ток срабатывания электромагнитного расцепителя. А;

К_н.о — коэффициент надежности отстройки электромагнитного расцепителя от пускового тока двигателя, 2,1.

5) ток срабатывания теплового расцепителя должен превышать номинальный ток двигателя:

(26)

где I_ср.т — ток срабатывания теплового расцепителя. А;

I_ном.дв — номинальный ток двигателя, А.

Для выключателей питания распределительных щитов помимо условий, изложенных выше, учитываем дополнительные условие — несрабатывание токовой отсечки при полной нагрузке щита и пуске наиболее мощного электродвигателя:

(27)

где I_{ср. о} — ток срабатывания отсечки выключателя, А;

К_н.о — коэффициент надежности отстройки, 1,5.

Результаты расчетов сведем в таблицу 4.

Таблица 4 — Выбор автоматических выключателей в цехе

4. Определение расчетных электрических нагрузок по методу коэффициента спроса

По методу коэффициента спроса рассчитываются нагрузки всего предприятия. В соответствии с этим методом допускается определять мощности отдельных цехов по средним значениям коэффициента спроса, кВт:

(28)

где Р_ном — суммарная номинальная активная мощность силовых электроприемников цеха, кВт;

К_с — коэффициент спроса данной группы электроприемников.

Расчетная реактивная мощность при известной величине Р_р.н, квар:

квар,(29)

где tgц — коэффициент реактивной мощности, соответствующий заданному cosц.

Результаты расчета сведем в таблицу 5.

Таблица 5 — Расчетные нагрузки цехов тракторостроительного завода

Расчетная активная мощность приемников освещения цеха также определяется по методу коэффициента спроса, кВт:

(30)

где — удельная расчётная мощность, Вт/м²;

— площадь цеха, м²;

— коэффициент спроса на осветительную нагрузку;

— коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре (ПРА), примем для дуговых ртутных ламп (ДРЛ); для люминесцентных ламп (ЛЛ); для ламп накаливания (ЛН) ;

— нормируемое значение освещённости для данного цеха, лк;

— значение освещённости, к которому приведено; принимаем ;

— значение осветительной нагрузки; принимаем для ДРЛ; для ЛЛ; для ЛН; для ДНаТ .

Полная и реактивная расчётная осветительная нагрузка определяется из выражения, кВт, кВар:

(31)

где — коэффициент реактивной мощности электроприемников освещения;

;(32)

В курсовом проекте выбирается тип источников света для цехов и территории предприятия. Выбор количества и схемы размещения ламп не требуется. Расчеты сведены в таблицу 6.

Таблица 6 — Расчетная мощность приемников освещения

На основании предыдущих расчетов составляем сводную таблицу расчетных нагрузок цехов предприятия (таблица 7).

Таблица 7 — Расчетные мощности электроприёмников предприятия

Полная расчетная мощность электроприемников низкого напряжения цеха, по которой выбирают шинопроводы, кабели, электрические аппараты, кВА:

;(33)

Потери в трансформаторах определяем по формулам, кВт, кВар:

P_т=0,02 S_рн;(34)

Q_т=0,1 S_рн;(35)

Суммарную нагрузку на стороне 10 кВ получим с учётом потерь в трансформаторах 10/0,4 кВ, кВА:

;(36)

На ГПП:

P_т = 0,29 331,2 = 186,6 кВт.

Q_т = 0,19 331,2 = 933,1 кВар.

Расчетная активная нагрузка на внешнее электроснабжение, кВт:

(37)

где К_РМ — коэффициент разновременности максимумов, примем К_РМ=0,95 [1];

Р_Р.ВН =(8653,3+186,6)· 0,95 = 8839,9 кВт.

Q_Р.ВН = 3491,7 + 933,1 = 4424,8кВт.

кВА.

5. Выбор места расположения ГПП (ПГВ)

Для определения местоположения ГПП (ПГВ) на генплан предприятия наносится картограмма электрических нагрузок. Она представляет собой размещенные на генплане круги, площади которых в выбранном масштабе равны расчетным мощностям цехов, кВт:

(38)

откуда радиус окружности, мм:

(39)

где P_pi — расчетная активная мощность i-го цеха, на стороне 10кВ, кВт;

m — масштаб мощности, кВт/мм², 0,5.

Для каждого цеха наносится своя окружность. Каждый круг имеет заштрихованный сектор, соответствующий по площади осветительной нагрузке. Результаты расчета сведем в таблицу 8.

Таблица 8 — Выбор места расположения ГПП

Картограмма активных нагрузок цехов предприятия позволяет найти центр электрических нагрузок (ЦЭН) всего предприятия. Координаты ЦЭН можно определить по формулам, м:

(40)

(41)

где X_i, Y_i — координаты центров нагрузок отдельных цехов, м.

м м

Картограмма активных нагрузок цехов предприятия приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 — Картограмма активных нагрузок

6. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

6.1 Определения рационального напряжения

При выполнении расчетов целесообразно к системе внешнего электроснабжения отнести трансформаторы, установленные на подстанции энергосистемы, а также питающие линии вместе с коммутационно-защитной аппаратурой, установленной в начале линии.

Т.к. на предприятии имеются потребители второй категорий надежности, то предусматриваем сооружение двух питающих линий на стальных опорах.

Выбор напряжений для питающих линий до ГПП предприятия выполняем следующим образом.

Для определения рационального напряжения вычисляем нестандартное напряжение, соответствующее расчетным данным. Расчет выполняем по формуле Стилла, кВ:

(42)

где L — длина линии, км;

Р — передаваемая мощность, кВт, принимается равной расчетной активной нагрузке предприятия Р_р.п.

кВ кВ Для технико-экономического сравнения из напряжений, имеющихся на подстанции энергосистемы, выбираем ближайшие стандартные — 35 и 110кВ.

Далее определяем технико-экономические показатели для следующих вариантов: 1) строительство ВЛ-35кВ от линии 35кВ находящейся на расстоянии 8 км от предприятия; 2) строительство ВЛ-110кВ от ПС-110/10кВ находящейся на расстоянии 10 км от предприятия.

Исходя из расчетной нагрузки рассчитываем номинальный ток ЛЭП ВН, А:

(43)

где n — количество параллельных линий, n = 1 (рассчитаем максимальный ток, когда питание всего предприятия осуществляется по одной линии, при отключенной второй):

A

А

Определим нестандартное сечение провода по (4), при условии работы ВЛ в нормальном режиме (обе линии в работе):

F₁₁₀ = 26/1,4 = 19 мм²

F₃₅ = 81,5/1,4 = 58 мм²

Согласно табл. 7.38 [5], минимальное сечение проводов ВЛ напряжением 35кВ и выше — 70 мм². Выбираем провод марки АС-70 на напряжение 110 кВ и 35 кВ по методу экономической плотности тока. По условию нагрева длительно допустимым током данным проводам соответствуют значение 265А, что является допустимым даже при работе линии в ремонтном или аварийном режиме. Далее выбранные провода проверяем по условию допустимой потери напряжения.

При этом должно выполняться условие:

?U_доп?5%U_ном

Потеря напряжения определяется как:

;(44)

Для ВЛ-110 кВ 3×70: r_уд = 0,428 ом/км, x_уд = 0,444 Ом/км,

Для ВЛ-35 кВ 3×70: r_уд = 0,428 ом/км, x_уд = 0,432 Ом/км,

В.

Что составляет 0,17% от U_н.

В.

Что составляет 2,7% от U_н.

6.2 Приведенные затраты на строительство линии

Затраты определяются по формуле, т. руб/год:

З=р_нК+И,(45)

гдер_н — нормативный коэффициент капитальных вложений, р_н = 0,12;

К — капитальные вложения, тыс. руб:

;(46)

— общая стоимость сооружения линии, для 110кВ — 24,6 тыс. р/км, для 35кВ — 20,1 тыс. р/км;

К_в — стоимость выключателей, для 110кВ — 23,6 тыс. руб, для 35кВ — 5,1 тыс. руб;

И — годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб/год:

И = И_э+И_а+И_о,;(47)

Стоимость издержек на потери электроэнергии, тыс. руб/год:

(48)

гдеКз — коэффициент загрузки линии в нормальном режиме:

Кз=I_р/I_доп(49)

К_з110 = 26/265 = 0,09

К_з35 = 81,5/265 = 0,31

ф_м — время использования энергии (двусменный режим), ф_м=24· 365·2/3=5840 ч/год;

С₀ — стоимость энергии из [1], С₀=0,75 коп/кВт.ч = 0,0075 руб/кВт.ч;

ДP_ном — потери мощности в линии при длительно допустимом токе нагрузки, кВтч:

ДP_ном = I_р²r_л;

ДP_ном110 = 0,71 кВт/км ДP_ном35 = 14,0 кВт/км И_э110 = 2· 0,71·0,09²·5840·0,0075·3 = 4,2 руб/год И_э35 = 2· 14,0·0,31²·5840·0,0075·6 = 1414,0 руб/год Стоимость издержек на амортизацию И_а, тыс. руб/год:

И_а = И_{а, л} + И_{а, в}, (50)

гдеИ_{а, л} = К_{а, л}· К_л;(51)

И_{а, в} = К_{а, в}· К_в; (52)

К_{а, л} — норма амортизационных отчислений линии, К_{а, л} = 0,028;

К_{а, в} — норма амортизационных отчислений выключателей, К_{а, в} = 0,094;

И_о — отчисления на обслуживание, т.к. в рассматриваемых вариантах они изменяются незначительно, И_о не учитываем.

И_а110 =24,6· 10·0,028 + 2· 23,6·0,094 = 11,325 т.руб/год

И_а35 =20,1· 8·0,028 + 2· 5,1·0,094 = 5,460 т.руб/год

Затраты:

З₁₁₀ =0,12(24,6· 10 + 2· 23,6) + 0,004 + 11,325 = 46,52 т.руб/год

З₃₅ =0,12(20,1· 8 + 2· 5,1) + 1,414 + 5,46 = 27,39 т.руб/год

Выбираем вариант строительства ВЛ-35кВ, вследствие более дешевой стоимости строительства и эксплуатации.

7. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ПО ПРЕДПРИЯТИЮ

7.1 Варианты внутренней распредсети предприятия.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по радиальной, магистральной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

На генплане предприятия указываем число и расположение цеховых ТП, а также источник электроэнергии — ГПП — вблизи ЦЭН. Трансформаторные подстанции цехов типа КТП располагаем около стен цеха или на осевой линии.

Для начала намечаем 2 варианта распредсети 10 кВ, для которых выбираем трансформаторы, кабельные линии. Далее, исходя из экономических показателей, принимаем лучший из них. Результаты расчетов представлены в таблице 8−11 для 2-х вариантов, представленных на рисунках 5, 6.

Рисунок 5 — План сети 10 кВ предприятия, вариант 1.

Рисунок 6 — План сети 10 кВ предприятия, вариант 2.

7.2 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности

Для цехов с разными удельными плотностями нагрузки могут быть приняты разные номинальные мощности трансформаторов. Однако, число типоразмеров трансформаторов, применяемых на предприятии, следует ограничить до 1−2, т.к. большое их разнообразие создает неудобство в эксплуатации и дополнительные трудности в резервировании и взаимозаменяемости. Поэтому выделяем цеха с большой плотностью нагрузки и для них выбираем трансформаторы большей мощности, чем для остальной части комбината. В этом случае близкорасположенные цеха с нагрузкой <1000 кВ•А целесообразно подключать к общей ТП.

При выбранной единичной мощности цеховых трансформаторов число их в целом по предприятию зависит от степени компенсации реактивной мощности в сетях напряжением ниже 1000 В и допустимых перегрузок в нормальном и послеаварийном режимах.

К сетям НН подключается большое число потребителей реактивной мощности (РМ). Источниками РМ в этих сетях являются синхронные двигатели и конденсаторные батареи, а недостающая часть покрывается перетоком РМ из сети ВН 10 кВ. Этот переток экономически целесообразно осуществлять только в пределах загрузки трансформаторов, не превышающего принятого в ГОСТе нормативного коэффициента загрузки в_норм.т, т.к. трансформаторы стоят дороже, чем конденсаторы. В этом случае выбор числа цеховых трансформаторов напряжением 10 кВ и оптимальной мощности конденсаторных батарей напряжением ниже 1000 В производится одновременно.

Предварительно принимаем минимально возможное число N₀ цеховых трансформаторов, исходя их предположения, что в сети НН будет осуществлена полная компенсация РМ, т. е. до cosц_нн = 1, а, следовательно, S_см = Р_см:

(53)

гдеР_см — средняя суммарная активная мощность приемников цеха за наиболее загруженную смену с учетом освещения, кВт;

в_норм.т — нормативный коэффициент загрузки цеховых ТП. Значение коэффициента загрузки определяется из условия взаимного резервирования трансформаторов в послеаварийном режиме с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора, в_норм.т = 0,7−0,8 — для преобладающих приемников 2-й категории.

Выбор трансформаторов цеховых ТП выполняем по средней мощности Р_см, а не получасовому максимуму Р_м30, т.к. постоянная времени нагрева трансформаторов, в отличие от другого электрооборудования, составляет 2,5…3 ч, следовательно, интервал времени 3Т в среднем равен продолжительности одной рабочей смены Т_см.

Полученное значение N₀ округляем до ближайшего большего числа:

(54)

гдеДN_т — добавка до ближайшего целого числа.

Окончательное число трансформаторов определяется на основе технико-экономических расчетов. При отсутствии достоверных стоимостных показателей для практических расчетов допускается оптимальное число цеховых трансформаторов определять по формуле:

(55)

где т_т принимается по специальным графикам в зависимости от N_min и ДN_т.

При окончательном выборе числа цеховых трансформаторов в целом по предприятию принимаются во внимание следующие требования:

— необходимость обеспечения требований к надежности электроснабжения;

— длина КЛ напряжением ниже 1000 В не должна превышать 200 м;

— учет взаимного расположения трансформаторов и питающих линий напряжением 6−10 кВ на генплане предприятия.

Учитывая, что N_опт > N₀, фактический коэффициент загрузки трансформаторов в будет меньше нормативного, т. е. появляется возможность загружать цеховые трансформаторы реактивной мощностью, передаваемой из сети напряжения 6−10 кВ.

Наибольшую РМ, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть НН без превышения предусмотренного в_норм.т, определяется по формуле, кВар:

;(56)

Суммарная мощность конденсаторных батарей напряжением ниже 1000 В составит, квар:

;(57)

Значение Q_НБК уточняется при выборе стандартных комплектных батарей (ККУ). Если оказалось, что Q_НБК < 0, поэтому установка КУ на данной подстанции не требуется.

Компенсирующие устройства выбираем для более экономичного варианта, выбранного согласно таблице 12.

Таблица 8 — Выбор цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности, вариант 1.

Таблица 9 — Выбор цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности, вариант 2.

На основе [5], выбираем следующие КУ для варианта 2:

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ-0,4−96−48 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 96 кВар каждая, с шагом регулирования 48 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-1. На батареях выставляем мощность по 48кВар.

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ-0,4−96−48 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 96 кВар каждая, с шагом регулирования 48 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-2.

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ-0,4−100−33,3 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 100 кВар каждая, с шагом регулирования 33,3 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-3 и в ТП-5. На батареях выставляем мощность по 33,3 кВар.

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ-0,4−192−48 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 192 кВар каждая, с шагом регулирования 48 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-6.

7.3 Выбор Кабельных линий 10−0,4кВ распредсети предприятия

Выбор площади сечения жил кабелей РС ВН выполняем по экономической плотности тока. Далее выбранные кабели должны быть проверены по техническим условиям, к которым относят:

— продолжительный нагрев расчетным током как в нормальном (I_р.норм), так и в послеаварийном (I_р.ав) режимах;

— потеря напряжения в жилах кабелей в нормальном и послеаварийном режимах;

— кратковременный нагрев током КЗ (после расчета токов КЗ).

Технические и экономические условия приводят к различным сечениям для одной и той же линии. Окончательно выбираем сечение, удовлетворяющее всем требованиям.

Расчетные токи в нормальном и послеаварийном режимах, А:

;(58)

;(59)

Экономическое сечение жил кабелей находим по формуле, мм²:

(60)

где J_эк — экономическая плотность тока, зависящая от типа проводника (провод или кабель) и значения величины T_М; в нашем случае J_эк = 1,4.

Рассчитанное значение площади сечения жил кабелей округляем до ближайшего стандартного.

Проверка кабелей на падение напряжения производится по формуле, %:

;(61)

Допустимое отклонение напряжения на конце кабеля — 5%.

При проверке кабелей по условию длительного нагрева необходимо учесть, что для кабельных линий напряжением U_ном?10 кВ возможны превышения длительно допустимого тока I_доп при систематических перегрузках в нормальном режиме или авариях, если наибольший ток I_p.норм предварительной нагрузки линии в нормальном режиме был не более 80% от тока I_доп, А:

;(62)

Коэффициент предварительной нагрузки:

;(63)

Для данного значения К_пн и t_М = 1 ч находим коэффициент допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.

Проверка по условию длительного нагрева в послеаварийном режиме сводится к проверке выполнения условия, А:

(64)

где K_ав = 1,4.

Принимаем большее сечение, выбранное по условию экономической плотности тока, с учётом минимального сечения, которое составляет 25 мм².

Результаты расчетов сводятся в таблицу 12.

Таблица 10 — Выбор площади сечения жил кабелей сети 10кВ, вариант 1

Таблица 11 — Выбор площади сечения жил кабелей сети 10кВ, вариант 2

7.4 Выбор варианта внутреннего электроснабжения

Сравним стоимость двух предложенных вариантов. Поскольку издержки на обслуживание и потери будут мало друг от друга отличаться, сравним только капиталовложения предложенных вариантов.

На основании экономического сравнения табл.12, выбираем вариант 2.

Таблица 12 — Сравнение стоимости вариантов распределительной сети 10−0,4 кВ

8. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

8.1 Выбор компенсирующих устройств ГПП

Расчетная реактивная нагрузка на внешнее электроснабжение, реактивная мощность, которую целесообразно принимать из системы, кВар:

Q_С = Р_рВН · tgц,(65)

гдеtgц =0,329, соответствует коэффициенту мощности = 0,95.

Q_С = 8839,9 · 0,329 = 2900 кВар

Суммарная мощность, которую необходимо скомпенсировать на предприятии определяется исходя из соотношения, кВар:

Q_КУ = Q_Р — Q_С;(66)

Q_КУ =4425 — 2900 =1525 кВар Суммарная мощность конденсаторных батарей по 0,4 кВ составит:

Q_НБК0,4 = 96+192+67+67+384 = 806 кВар.

Остальную реактивную мощность 1525 — 806 = 719 кВар скомпенсируем на ГПП.

На ГПП устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКЛ (П)56−6,3(10,5)-450 напряжением 10 кВ, мощностью 450 кВар каждая, с автоматическим регулированием по напряжению на шины ГПП. Т.о. суммарная мощность конденсаторных батарей по 10 кВ составит:

Q_НБК10 = 2· 450 = 900 кВар.

Q_КУ = 900 + 806 = 1706 кВар

8.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП, с учетом компенсации реактивной мощности

Полная нагрузка на внешнее электроснабжение, с учётом компенсации РМ, кВА:

;(67)

кВА Для установки на ГПП примем два трансформатора, так как на предприятии в основном потребители 2 категории.

Мощность одного трансформатора определим как, кВА:

(68)

гдеn — количество трансформаторов, ;

К_з — коэффициент загрузки, исходя из категории потребителей, К_з=0,7.

S_ном = 9248,6/(2· 0,7) = 6606 кВА Примем к установке на ГПП два трансформатора ТМН-10 000/35.

Проверяем трансформатор по перегрузочной способности при аварийном отключении второго трансформатора:

1,4 S_ном S_р;(69), 1,4· 10 000 > 9248,6

Трансформатор проходит по перегрузочной способности.

9. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ

9.1 Расчет параметров схемы замещения

Рисунок 7 — Схема расчета токов к.з.

Рисунок 8 — Схема замещения

Сопротивление системы, приведенное к 10 кВ, Ом:

(70)

где — относительное сопротивление системы, приведенное к U_c = 110 кВ из =0,3;

S_C — мощность энергосистемы, S_C = 1000 МВт из.

Ом.

Сопротивление силовых трансформаторов приведенное к 10 кВ, Ом:

(71)

где u_k — напряжение к.з. трансформатора, %.

Для трансформатора ГПП (ТД-10 000/35):

Ом

Для цехового трансформатора в ТП-2 (ТМ-1000/10):

Ом

Сопротивление СД, Ом:

;(72)

(73)

где P_н - номинальная мощность двигателя, МВА, P_н1 = 1,07, P_н2 = 0,55 МВт;

з — КПД, з₁ = 0,946, з₂ = 0,92;

cosц -коэффициент мощности, cosц₁ = 0,85, cosц₂ = 0,85;

I_н - номинальный ток, А, I_н1 =59, I_н2 =30;

x'' - сверхпереходное сопротивление, о.е., x₁'' = 0,2, x₂'' = 0,2.

Ом

кВ

Ом

кВ

Сопротивление линий:

(74)

где n — количество параллельных линий,

L — длинна линии, км.

Для АС-70 (ВЛ-35кВ) — r_уд = 0,428 ом/км, x_уд = 0,432 Ом/км

Для АСБ-10−3×25 (КЛ-10кВ) — r_уд = 1,24 ом/км, x_уд = 0,099 Ом/км

Для АСБ-10−3×35 (КЛ-10кВ) — r_уд = 0,89 ом/км, x_уд = 0,085 Ом/км