Проектирование и монтаж оборудования и сетей системы электроснабжения завода

Cодержание Введение

1. Общая часть дипломного проекта

2. Систематизация и расчет электрических нагрузок цеха

3. Выбор схемы питающей и распределительной сети

4. Расчет распределительной и питающей сетей

4.1 Расчет и выбор магистрального шинопровода

4.2 Расчет и выбор распределительных шинопроводов

4.3 Расчет и выбор силовых распределительных шкафов

4.4 Выбор ответвлений от ШМА к ШРА

4.5 Расчет сечения проводов, плавких вставок предохранителей

4.6 Расчет крановых троллеев

5. Расчёт электрических нагрузок высокого и низкого напряжения завода

5.1 Определение расчётных нагрузок цехов предприятия

5.2 Компенсация реактивной мощности

5.3 Выбор типа и мощности компенсирующих устройств

5.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций

5.5 Определение центра нагрузки

5.6 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

5.7 Технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения

6. Расчет токов короткого замыкания

6.1 Общие сведения о коротких замыканиях

6.2 Цель расчета токов КЗ

6.3 Составление расчетной схемы

6.4 Составление схемы замещения

6.5 Расчет токов КЗ в точке К-1

6.6 Расчет токов КЗ в точке К-2

7. Выбор коммутационного оборудования пс «Цементный завод»

7.1 Выбор выключателей

7.2 Выбор разъединителя в цепи линии

7.3 Выбор трансформатора тока на напряжение 35 кВ

7.4 Выбор трансформатора тока на напряжение 6 кВ

7.5 Выбор трансформатора напряжения на 35 кВ

7.6 Выбор трансформатора напряжения на 6 кВ

7.7 Выбор ограничителей перенапряжения

7.8 Выбор сборных шин

7.9 Выбор схемы распределения энергии по заводу

7.10 Выбор сечения кабельных линий распределительной сети

8. Проверка электрической сети с учетом присоединения ГПП «Цементного завода»

8.1 Ведомость потребителей электроэнергии

8.2 Расчет электрических нагрузок сети

8.3 Выбор сечения провода ВЛ пс «В» — ГПП

8.4 Выявление перегруженных линий существующей сети

8.5 Проверка выбранных и существующих трансформаторов

8.6 Определение основных параметров схемы замещения электрической сети

9. Расчет на ЭВМ режимов электрической сети

9.1 Расчет на ЭВМ максимального режима сети

9.2 Расчеты на ЭВМ минимального и послеаварийного режимов электрической сети

10. Регулирование напряжения на ГПП «Цементного завода»

11. Автоматика, измерения и учет в системе электроснабжения

11.1 Учет электроэнергии для цементного завода

11.2 Собственные нужды и автоматика подстанции

12. Специальная часть дипломного проекта

12.1 Виды повреждений и ненормальных режимов работы электродвигателей и требования к их защитам

12.2 Защита электродвигателей напряжением 6 кВ

12.3 Расчет самозапуска электродвигателей

12.4 Полная схема защиты электродвигателей 6 кВ

13. Безопасность жизнедеятельности

13.1 Идентификация и оценка негативных производственных факторов

13.2 Технические и организационные меры по снижению негативных факторов

13.3 Пожарная безопасность в электроустановках

13.4 Расчет заземляющего устройства

14. Организационно-экономическая часть

14.1 Укрупненный расчет сметной стоимости на приобретение и монтаж оборудования и сетей системы электроснабжения завода

14.2 Расчёт численности, основной и дополнительной заработной платы ремонтного и эксплуатационного персонала

14.3 Расчёт сметы годовых затрат на содержание оборудования и сетей схемы электроснабжения завода Заключение Список используемой литературы электрооборудование нагрузка трансформатор сеть Введение Основные задачи, решаемые при проектировании систем электроснабжения, заключаются в оптимизации параметров этих систем путём правильного выбора напряжений, определении электрических нагрузок, высоких требований к бесперебойности электроснабжения, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей, средств регулирования напряжения, средств симметрирования нагрузки, подавлении высших гармонических составляющих в сетях путём правильного построения схемы электроснабжения, соответствующей оптимальному уровню надёжности.

Первое место по количеству потребляемой электроэнергии принадлежит промышленности, на долю которой приходится более 60% вырабатываемой в стране энергии. С помощью электрической энергии приводятся в движение миллионы станков и механизмов, освещение помещений, осуществляется автоматическое управление технологическими процессами и др. Существуют технологии, где электроэнергия является единственным энергоносителем.

В связи с ускорением научно-технологического прогресса потребление электроэнергии в промышленности значительно увеличилось благодаря созданию гибких автоматизированных производств.

Энергетической программой предусмотрено создание мощных территориально-производственных комплексов (ТПК) в тех регионах, где сосредоточены крупные запасы минеральных и водных ресурсов. Такие комплексы добывают, перерабатывают, транспортируют энергоресурсы, используя в своей деятельности различные электроустановки по производству, передаче и распределению электрической и тепловой энергии.

Энергетической программой России предусматривается дальнейшее развитие энергосберегающей политики. Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем перехода на энергосберегающие технологии производства; совершенствования энергетического оборудования; реконструкции устаревшего оборудования; сокращения всех видов энергетических потерь и повышения уровня использования вторичных ресурсов; улучшения структуры производства, преобразования и использования энергетических ресурсов.

Современная энергетика характеризуется нарастающей централизацией производства и распределения электроэнергии. Энергетические системы образуют несколько крупных энергообъединений.

Энергетическая политика РФ предусматривает дальнейшее развитие энергосберегающей программы. Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем: перехода на энергосберегающие технологии производства; совершенствование энергетического оборудования, реконструкция устаревшего оборудования; сокращение всех видов энергетических потерь и повышение уровня использования вторичных энергетических ресурсов. Предусматривается также замещение органического топлива другими энергоносителями, в первую очередь ядерной и гидравлической энергией.

Перед энергетикой в ближайшем будущем стоит задача всемерного развития и использования возобновляемых источников энергии: солнечной, геотермальной, ветровой, приливной и др. Развития комбинированного производства электроэнергии и теплоты для централизованного теплоснабжения промышленных городов.

Краткая характеристика энергосистемы России ОАО РАО «ЕЭС России» было создано в 1992 году. До 2008 года холдинг владел 72% установленной мощности всех электростанций России и 96% протяженности всех линий электропередачи. Энергокомпании холдинга обеспечивали около 70% выработки электроэнергии и треть производства тепла в стране.

В 2000 году началась подготовка структурной реформы электроэнергетики России, целью которой было вхождение частных собственников в конкурентные секторы электроэнергетики и осуществление государственного контроля над естественно-монопольной инфраструктурой.

В 2003 году был принят соответствующий пакет федеральных законов: региональные АО-энерго были разделены на генерирующие, распределительные, сбытовые и сервисные, позже — объединены в рамках межрегиональных компаний — ОГК, ТГК, МРСК; энергосбытовые компании стали самостоятельно работать в каждом регионе. В результате реформы появились такие инфраструктурные организации как Федеральная сетевая компания, ЕНЭС и Системный оператор, осуществляющий диспетчерское управление ЕЭС России.

В 2006;2007 гг. началась продажа акций генерирующих компаний холдинга. К концу 2007 года объем частных инвестиций в отрасль превысил 600 млрд. рублей.

Реорганизация ОАО «РАО «ЕЭС России» была проведена в два этапа. Первый этап, в ходе которого из холдинга выделены ОАО «ОГК-5» и ОАО «ТГК-5», завершился 3 сентября 2007 года. Доля Российской Федерации в уставном капитале ОАО «ОГК-5» по завершении первого этапа реорганизации составила 26,43%, в капитале ОАО «ТГК-5» — 25,09%. Второй этап, в ходе которого завершились структурные преобразования активов энергохолдинга, произошло обособление от ОАО РАО «ЕЭС России» всех компаний целевой структуры отрасли (ФСК, ОГК, ТГК и др.), завершился 1 июля 2008 года. Согласно специальным поправкам к Федеральному закону «Об электроэнергетике», 1 июля 2008 года РАО «ЕЭС России» прекратило свое существование в качестве юридического лица.

Пятилетняя инвестиционная программа энергокомпаний, входящих в холдинг РАО «ЕЭС России» на 2006;2010 гг. предусматривает строительство новых генерирующих мощностей — 29 тыс. МВт и около 70 тыс. км высоковольтных линий электропередачи. Общий объем необходимых для реализации этой программы средств составляет 3,4 трлн. рублей, значительную часть которых составят средства частных инвесторов.

Краткая характеристика энергосистемы Дагестана ОАО «Дагэнерго», управляемая ОАО «МРСК Северного Кавказа», занимается электроснабжением Дагестана. В 2005 г. в жизни дагестанской энергосистемы начался новый этап. В соответствии с программой реформирования электроэнергетики России и на основании решения собрания акционеров Общества из ОАО «Дагэнерго» выделено пять компаний по видам деятельности: ОАО «Управляющая компания Дагэнерго», ОАО «Дагестанская тепловая генерирующая компания», ОАО «Дагестанская региональная генерирующая компания», ОАО «Дагестанская энергосбытовая компания», ОАО «Дагестанские магистральные сети» .ОАО «Дагэнерго» после выделения указанных компаний трансформировалась в распределительную сетевую компанию, основными задачами которой являются транспортировка электроэнергии по распределительным сетям и присоединение потребителей к электросетевой инфраструктуре, надежное электроснабжение потребителей.

В настоящее время в состав филиала «Дагэнерго» входят пять производственных участков электрических сетей (ПУЭС): ПУ Центральных электрических сетей, ПУ Дербентских электрических сетей, ПУ Северных электрических сетей, ПУ Гергебельских электрических сетей, ПУ Затеречных электрических сетей; 35 районных электрических сетей (РЭС), в том числе 31 РЭС, обслуживающих электрические сети сельскохозяйственного назначения и четыре РЭС — городские электрические сети городов Буйнакска, Дербента, Хасавюрта, Избербаша.

1. Общая часть дипломного проекта

Технологический процесс и электрооборудование цементного завода На цементном заводе, работающем по мокрому способу, в качестве сырьевых материалов для производства портландцементного клинкера используют мягкий глинистый и твердый известняковый компоненты. Технологическая схема производства цемента выглядит следующим образом:

Начальной технологической операцией получения клинкера является измельчение сырьевых материалов. Необходимость тонкого измельчения сырьевых материалов определяется тем, что однородный по составу клинкер можно получить лишь из хорошо перемешанной сырьевой смеси, состоящей из мельчайших частичек ее компонентов.

Куски исходных сырьевых материалов нередко имеют размеры до 1200 мм. Получить из таких кусков материал в виде мельчайших зерен можно только за несколько приемов. Вначале куски подвергаются грубому измельчению, дроблению, а затем тонкому помолу. Для грубого измельчения материалов применяют различные дробилки, а тонкое измельчение в зависимости от свойств исходных материалов производят в мельницах или в болтушках в присутствии большого количества воды.

При использовании в качестве известкового компонента мела, его измельчают в болтушках. Если применяют твердый глинистый компонент, то после дробления его направляют в мельницу. Из болтушки глиняный шлам перекачивают в мельницу, где измельчается известняк. Совместное измельчение двух компонентов позволяет получать более однородный по составу сырьевой шлам.

В сырьевую мельницу известняк и глиняный шлам подают в определенном соотношении, соответствующем требуемому химическому составу клинкера. Однако даже при самой тщательной дозировке исходных материалов не удается получить из мельницы шлам необходимого химического состава из-за колебаний химического состава сырья одного и того же месторождения. Чтобы получить шлам заданного химического состава, его корректируют в бассейнах. Для этого в одной или нескольких мельницах приготовляют шлам с заведомо низким или высоким содержанием CаCO3 (называемым титром) и этот шлам в определенной пропорции добавляют в корректирующий шламовый бассейн. Приготовленный таким образом шлам, представляющий собой сметанообразную массу с содержанием воды до 35−45%, насосами подают в расходный бачок, откуда равномерно сливают в печь.

Для обжига клинкера используются вращающиеся печи. Они представляют собой стальной барабан длиной 185 м и диаметром 5 м, футерованный внутри огнеупорным кирпичом; производительность таких печей достигает 1000−2000 т клинкера в сутки. Привод печи двухсторонний. Он состоит из двух синхронно связанных электродвигателей на напряжение 6 кВ, двух редукторов, двух подвенцовых шестерен и одной венцовой шестерни. Изменяют скорость вращения печи, регулируя число оборотов электродвигателя. Барабан печи устанавливают с уклоном 3,5%, шлам подают с поднятой стороны печи (холодного конца), а топливо в виде газа или угольной пыли вдувают в печь с противоположной стороны (горячего конца). В результате вращения наклонного барабана находящиеся в нем материалы продвигаются по печи в сторону ее горячего конца. В области горения топлива развивается наиболее высокая температура: материала — до 15 000 С, газов — до 17 000 С, и завершаются химические реакции, приводящие к образованию клинкера. Дымовые газы движутся вдоль барабана печи навстречу обжигаемому материалу. Встречая на пути холодные материалы, дымовые газы подогревают их, а сами охлаждаются. В результате, начиная от зоны обжига, температура газа вдоль печи снижается с 1700 до 150−200 0С.

Из печи клинкер поступает в холодильник, где охлаждается движущимся навстречу ему холодным воздухом. Охлажденный клинкер отправляют на склад. В ряде случаев клинкер из холодильника направляют непосредственно на помол в цементные мельницы.

Перед помолом клинкер дробят до зерен размером 8−10 мм, чтобы облегчить работу мельниц. Измельчение клинкера производится совместно с гипсом, гидравлическими и другими добавками. Совместный помол обеспечивает тщательное перемешивание всех материалов, а высокая однородность цемента является одной из важных гарантий его качества. Гидравлические добавки, будучи материалами сильно пористыми, имеют, как правило, высокую влажность (до 20−30% и более). Поэтому перед помолом их высушивают до влажности примерно 1%, предварительно раздробив до зерен крупностью 8−10 мм. Гипс только дробят, так как его вводят в незначительном количестве и содержащаяся в нем влага легко испаряется за счет тепла, выделяющегося в мельнице в результате соударений и истирания мелющих тел друг с другом и с размалываемым материалом.

Из мельницы цемент транспортируют на склад силосного типа, оборудованный механическим (элеваторы, винтовые конвейеры) и пневматическим (пневматические насосы, аэрожелоба) транспортом.

Для обеспыливания отходящих газов, аспирационного воздуха и других источников пылевыделения на цементном заводе устанавливаются циклоны, рукавные и электрические фильтры.

Отгружают цемент потребителю либо в таре — в многослойных бумажных мешках по 50 кг, либо навалом в контейнерах, автомобильных или железнодорожных цементовозах.

Краткая характеристика предприятия Завод принадлежит к отрасли производства строительных материалов. Размеры завода 450×300 метров. Общая площадь завода — 135 000 м². Время использования максимума нагрузки 4800 часов. Завод работает в две смены. Грунт в районе завода — глина с температурой +20 0C.

Напряжение распределительной сети завода 6 кВ.

Имеется 10 цехов: 1) механический цех; 2) цех отжига цемента; 3) цех размолки клинкера; 4) участок сушки клинкера; 5) приёмная цементного клинкера; 6) компрессорная; 7) цех утилизации пепла; 8) очистка воздуха; 9) административное здание; 10) погрузочные склады.

В механическом цехе установлены 42 ЭП. В зависимости от типа ЭП, у каждого из них свой коэффициент использования и мощность.

По требованиям к надёжности электроснабжения потребителей на заводе имеются все 3 категории:

— К 1 категории относятся потребители цеха очистки воздуха;

— К потребителям 3 категории относятся административное здание и погрузочные склады;

— Оборудование остальных цехов относится ко 2 категории.

2. Систематизация и расчет электрических нагрузок цеха Краткая характеристика механического цеха Механический цех предназначен для ремонта и настройки электромеханических приборов, выбывающих из строя. В нем установлено необходимое оборудование: токарные, строгальные, фрезерные, сверлильные станки и др. В цехе предусмотрены помещения для вентиляторной, инструментальной, складов, сварочных постов и пр.

Механический цех получает электроснабжение от главной понизительной подстанции (ГПП).

Количество рабочих смен — 2. Потребители цеха имеют 2 и 3 категорию надежности ЭСН. Размеры цеха — 40×20 м.

2. Систематизация и расчет электрических нагрузок цеха В цехе установлено следующее оборудование:

Таблица 2.1

Расчет силовых электрических нагрузок цеха Указываем на плане расположения ЭП механического цеха места расположения РП и ШРА, а также указываем подключение потребителей цеха на РП и ШРА.

Зная название и мощность электроприемника, по справочнику находим коэффициент использования Kи и cosц и заносим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

Вычисляем полную и реактивную мощности для каждого ЭП по следующим формулам:

Sн =; Sн1=21,4/0,4=53,5 кВА

Qн =; Qн1= =49 кВар Определяем суммарную мощность ЭП питающихся от ШРА-1

Pуст= =174,7 кВт Определяем потребляемую ЭП активную и реактивную мощность за смену рсм = Pн· Kи; pсм1 = 21,4· 0,14? 3 кВт

qсм= qн· Kи; qсм1 = 49· 0,14 = 6,9 кВар Определяем суммарную сменную мощность ШРА-1

Pсм =? pсм = 28,53 кВт; Qсм = ?qсм = 41 кВар Определяем цеховой коэффициент по формуле

Kи =; Kи = 28,53/174,7 = 0,16

Определяем эффективное число ЭП в группе

nэ=== 13

Зная эффективное число ЭП nЭ и коэффициент использования Kи, по справочнику определяем коэффициент максимума KM = 1,96.

Определяем значение Ррасч для группы ЭП

Pрасч=Kм· Pсм = 1,96· 28,53 = 55,93 кВт Определение реактивной расчетной мощности по формуле так как nЭ в ШРА равно 13.

Qрасч=1,1· QСМ при условии (nЭ?10); Qр=QСМ при условии (nЭ ?10);

Qр =41 кВар.

Определяем полную расчетную мощность по формуле

Sр=; Sр= = 69,3 кВА.

Для остальных РП-1, РП-2, РП-3, ШРА-2 расчет проведём аналогично расчету ШРА-1, результаты занесены в Таблицу 2.3.

Определим осветительную нагрузку цеха.

Для этого определяем площадь цеха:

м2; Pосв= сосв· S

где: осв — коэффициент освещения (15Вт/м2);

Pосв= 15· 800 = 12 кВт.

Определим максимальную активную мощность механического цеха

Pмакс = Pр + Pосв = 244,9 + 12 = 256,9 кВт.

Таблица 2.3

3. Выбор схемы питающей и распределительной сети Выбор схемы электроснабжения приемников цеха зависит от многих факторов:

мощности отдельных потребителей;

расположения потребителей;

площади цеха;

технологического процесса цеха, определяющего категорию электроприемников по бесперебойности электроснабжения.

Система электроснабжения должна удовлетворять следующим требованиям:

удобство и надежность обслуживания;

надлежащее качество электроэнергии;

бесперебойность и надежность электроснабжения как в нормальном, так и в аварийном режиме;

экономичность системы, то есть наименьшие капитальные затраты и эксплуатационные издержки;

гибкость системы, то есть возможность расширения производства без существенных дополнительных затрат.

Механический цех по категории надежности ЭСН относится к потребителям 2 и 3 категории. Электроприемники размещены рядами по площади цеха. Для передачи и распределения электроэнергии к цеховым потребителям выбираем магистральную схему. Такие схемы очень распространены и обеспечивают гибкость системы и ее надежность, а также экономичность в расходе материалов.

Для питания большого числа электроприемников сравнительно небольшой мощности, относительно равномерно распределенных по площади цеха, применяются схемы с двумя видами магистральных линий: питающими и распределительными. Питающие, или главные, магистрали подключаются к РУ — 0,4 цеховой КТП. Распределительные магистрали, к которым непосредственно подключаются электроприемники, получают питание от главных питающих магистралей или непосредственно от шин комплектной трансформаторной подстанции (КТП).

К шинам низкого напряжения трансформаторной подстанции подключен магистральный шинопровод ШМА, к которому присоединяются распределительные шинопроводы ШРА-1 и ШРА-2, распределительные пункты РП-1, РП-2, РП-3.

ШРА-1 запитывает электроприемники № 1−13, 17, 18, 39, 40.

ШРА-2 запитывает электроприемники № 14−16, 19−26, 41, 42.

РП-1 запитывает электроприемники № 27−31.

РП-2 запитывает электроприемники № 32−34.

РП-3 запитывает электроприемники № 35−38.

4. Расчет распределительной и питающей сетей

4.1 Расчет и выбор магистрального шинопровода Магистральный шинопровод выбирается по номинальному току трансформатора, к которому подключена магистраль.

Iн.шма Iн.тр.

Номинальный ток трансформатора Iн.тр., А

А Принимаем к установке комплектный магистральный шинопровод типа ШМА73У3 [Л-7 табл. 7.2].

Iн.шма = 1600А Iн.тр. = 1519А.

Таблица 4.1. Технические данные магистрального шинопровода

4.2 Расчет и выбор распределительных шинопроводов Распределительные шинопроводы выбирают по максимальному расчётному току.

Iн.шра Iр. м Максимальный расчетный ток для ШРА-1:

А Принимаем к установке шинопровод ШРА-4−250−32−1УЗ, I н. шра = 250А.

250 А 105 А.

Выбор ШРА-2 производим аналогично. Данные выбора приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Данные выбора ШРА

4.3 Расчет и выбор силовых распределительных шкафов Выбор силовых шкафов и пунктов выполняют по степени защиты в зависимости от характера среды в цехе, от его комплектации предохранителями или автоматическими выключателями. Номинальный ток силового пункта Iном. сп должен быть больше расчетного тока Iр группы электроприемников

Iном.сп. Iр Определим расчетный ток для РП-1:

А Принимаем к установке распределительный шкаф типа ШР-11−73 504 с плавкими предохранителями ПН2.

Число присоединений к силовому пункту не должно превышать число отходящих от силового пункта линий:

Nприс = 5? Nлин = 8.

Выбор РП-2 и РП-3 производим аналогично. Данные выбора приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3

4.4 Выбор ответвлений от ШМА к ШРА

Ответвления от ШМА к ШРА выполняем поводами марки АПВ в тонкостенных трубах. Сечение поводов выбираем по номинальному току ШРА с учётом дальнейшего роста нагрузки.

Iдоп.пр. Iдоп. шра Для подключения нулевой шины ШРА предусматривается дополнительный провод, его проводимость, согласно ПУЭ, должна составлять 50% проводимости фазного.

Ответвление от ШМА к ШРА-4−250−32−1УЗ выполняем проводом

АПВ 7 (1 50).

Iдоп.пр. = 130 Ч 2 = 260 А. > Iдоп. шра = 250 А.

4.5 Расчет сечения проводов, плавких вставок предохранителей Ответвления от ШРА и РП к отдельным электроприёмникам выполняются проводами марки АПВ в тонкостенных трубах. В качестве нулевого заземляющего провода прокладываем дополнительный провод, проводимость которого равна 50% проводимости фазного.

Выберем провод к станку № 1, шлифовальный станок: Рн. = 21,4 кВт.

А Выбираем аппараты защиты ответвлений электрической сети. Для защиты ответвлений к отдельным небольшим по мощности ЭП принимаем предохранители типа ПН2. Номинальный ток плавкой вставки предохранителя определяем по формуле Iном.вст. Iн.эп.

Для станка № 1: Iном. вст Iн.эп = 81,4 А;

Выбираем ближайшую стандартную плавкую вставку с Iном. вст = 100 А.

Определим сечение провода к ЭП № 1 с учетом выбора защиты:

Iдоп.пр. Kз•Iз = 1•100 = 100 А;

где: Kз — коэффициент защиты, принимаем Kз = 1;

Iз = Iном. вст = 100 А.

Ответвление выполняем проводом марки АПВ 4(1Ч50), Iдоп.пр.= 120 А.

Выбор остальных ответвлений производим аналогично.

Таблица 4.4. Данные выбора ответвлений к электроприёмникам

4.6 Расчет крановых троллеев Кран мостовой работает в повторно-кратковременном режиме, с ПВ = 25% приведем мощность электроприемника к длительному режиму:

Рн = Рп? = = 20,1 кВт;

Рассчитываем номинальный допустимый ток мостового крана

Pн.нб. = 20,1; cosц = 0,5; Uн = 0,38 кВ; з = 0,9;

Iн.д. = Pн. нб /(v3? Uн? cosц? з) = 20,1/(1,73? 0,38? 0,5? 0,9) = 67,9 А;

Выбираем троллейный шинопровод ШТА — 76, Ін = 100 А, Uн = 380 В, номинальный ток токосъемной каретки — 17, 25 А; электродинамическая стойкость ударному току КЗ — 5 кА.

5. Расчёт электрических нагрузок высокого и низкого напряжения завода

5.1 Определение расчётных нагрузок цехов предприятия Силовые и осветительные нагрузки цехов завода приведены в таблице.

Таблица 5.1

Определим расчетную нагрузку механического цеха Ррасч = Р м + Рро; Рро = Руо · КСО ;

где КСО — коэффициент спроса, для освещения (КСО=0,85);

РУО — установленная мощность электрического освещения.

Рро = 8· 0,85 = 6,8 кВт; Ррасч = 256,9 + 6,8 = 263,7 кВт.

Полная мощность силовых и осветительных приемников цеха определяется:

кВА Определим коэффициент мощности механического цеха Определим tgц механического цеха Для остальных цехов расчет сделаем аналогично и их результаты занесем в таблицу 5.2.

Таблица 5.2

Вычислим суммарную активную мощность для завода

кВт Вычислим суммарную реактивную мощность

кВар Определим полную мощность завода

?Sм== кВА

5.2 Компенсация реактивной мощности Реактивная мощность Q не связана с полезной работой ЭП и расходуется на создание электромагнитных полей в электродвигателях, трансформаторах, линиях.

Реактивная мощность может иметь индуктивный или емкостный характер. Основными потребителями реактивной мощности индуктивного характера на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели АД (60−65% общего ее потребления), трансформаторы, включая сварочные (20−25%), вентильные преобразователи, реакторы и прочие ЭП.

Реактивной мощностью дополнительно нагружаются питающие и распределительные сети предприятия, соответственно увеличивается общее потребление электроэнергии. Главными задачами компенсации реактивной мощности являются: 1. Обеспечение баланса реактивной мощности. 2. Регулирование напряжения сети. 3. Уменьшение потери напряжения и уменьшение потери мощности. С применением КУ разгружаются по реактивной мощности генераторы, силовые трансформаторы и ЛЭП.

Меры по снижению потребления реактивной мощности: естественная компенсация без применения специальных КУ; искусственная компенсация с применением КУ.

Естественная компенсация реактивной мощности не требует больших материальных затрат и должна проводиться на предприятиях в первую очередь. К естественной компенсации относятся:

1. Ограничение холостого хода силовых трансформаторов, ограничение холостого хода сварочных аппаратов и ограничение холостого хода асинхронных двигателей;

2. Замена недогруженных двигателей двигателями меньшей мощности;

3. Если мощность двигателей более 100кВт, то рекомендуется использовать синхронный двигатель;

4. Упорядочивание технологического процесса;

5. Улучшение качества ремонта двигателей.

Для искусственной компенсации реактивной мощности применяются специальные КУ, являющиеся источниками реактивной энергии емкостного характера.

К техническим средствам компенсации реактивной мощности относятся следующие виды КУ: конденсаторные батареи, синхронные двигатели, вентильные статические источники реактивной мощности.

Наибольшее распространение на промышленных предприятиях имеют конденсаторы (КБ) — крупные специальные устройства, предназначенные для выработки реактивной емкостной мощности. Конденсаторы изготавливают на напряжение 220, 380, 660, 6300 и 10 500 В в однофазном и трехфазном исполнениях для внутренней и наружной установки. Конденсаторы, как правило, собираются в батареи. Для увеличения напряжения батареи конденсаторов, конденсаторы соединяются последовательно. Для увеличения мощности батареи конденсаторов, конденсаторы соединяются параллельно.

5.3 Выбор типа и мощности компенсирующих устройств Объединим цеха с малой мощностью в группы, и вычислим cosц и tgц для групп цехов. Результаты заносим в таблицу 5.3.

Таблица 5.3

Вычислим мощность КУ для цеха размолки клинкера по формуле:

Определим tgц2 зная, что cosц = 0,94

кВар Со справочника выберем компенсирующее устройство типа УК-0,38−220НУ3.

Определим полную мощность цеха после компенсации:

кВА Определим cosц цеха после компенсации:

Для остальных цехов расчет выполняется аналогично, результаты заносим в таблицу 5.4.

Таблица 5.4

Компенсирующее устройство устанавливается на цеховой подстанции и подключается к шинам низкого напряжения, чтобы добиться желаемого cosц кроме подстанций, где cosц? 0,9.

Определим суммарную реактивную мощность после компенсации

кВар Полная мощность завода после компенсации равна:

кВА От ГПП цементного завода питаются сторонние потребители мощностью: Рс = 1800 кВт, Qc = 1000 кВт.

Определим полную мощность потребителей на ГПП

5.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ТП зависит от категории электроснабжения цехов. Если потребитель I категории электроснабжения, то для него выбирается 2 трансформатора. Для потребителей II категории питание производится по одной воздушной или по одной кабельной линии при наличии двух кабелей, от двух трансформаторов или 1 трансформатора при условии наличия резервного выкатного трансформатора. Потребители третьей категории питаются от одного трансформатора.

Если потребитель первой и второй категории электроснабжения, то выбираем из условия:

1,4 — коэффициент возможной 40% перегрузки одного трансформатора при отключении другого в течении 5 дней по 6 часов в сутки.

Если потребитель третьей категории электроснабжения, то выбираем из условия: Sн? Sпк

Вычислим мощность трансформаторов для ТП1

Выбираем два трансформатора типа ТМ-250−6/0,4.

Аналогично выбираем трансформаторы и для других цехов, результаты заносим в таблицу 5.5, а технические данные трансформаторов в таблицу 5.6.

Таблица 5.5

Таблица 5.6

5.5 Определение центра нагрузки Для определения местоположения ГПП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещенные на генеральном плане окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Главную понизительную подстанцию следует располагать как можно ближе к центру нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяженность как распределительных сетей высокого напряжения завода, так и цеховых электрических сетей низкого напряжения, уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке соответствующего цеха Рi :

Pi = rim

Из этого выражения радиус окружности:

где Ррi — мощность i-го цеха, m — масштаб для определения площади круга (постоянный для всех цехов предприятия).

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга, изображающего нагрузку до 1000 В. Угол сектора определяется:

i= (Pрoi 360)/Ррi

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) завода X0 и Y0 определяются из соотношения:

X0 =; Y0=

где Pi — расчетная нагрузка i-го цеха; Xi, Yi — координаты центра нагрузок i-го цеха.

За ЦЭН цеха принимаем центр тяжести фигуры цеха (точка пересечения диагоналей) на плане завода (рис 5.1).

Рис. 5.1.

По полученным данным составим таблицу 5.7.

Таблица 5.7

Вычислим координаты установки ГПП

X0 = = 215 м; Y0= = = 167 м

5.6. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП Для всего завода:

Выбираем по два трансформатора с высоким напряжением 35 и 110 кВ Выбираем трансформаторы типа ТМН-2500/35 и ТМН-2500/110.

Определяем коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме по формуле:

Определяем коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме по формуле:

Данные заносим в таблицу 5.8.

Таблица 5.8

Технические данные трансформаторов заносим в таблицу 5.9.

Таблица 5.9

5.7 Технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения После определения электрической нагрузки и установления категории надёжности потребителя намечаются возможные варианты электроснабжения с питанием кабельными или воздушными линиями различных напряжений. Обычно рассматриваются 2−3 варианта с выявлением капитальных затрат; ежегодных эксплуатационных расходов; суммарных затрат.

Рассмотрим 2 варианта электроснабжения ГПП цементного завода:

I) ГПП завода питается от шин 35 кВ ПС «В»;

II) ГПП завода питается от шин 110 кВ ПС «В».

Выбор одного из вариантов определяется технико-экономическим сравнением. Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант является минимум приведенных затрат, вычисляемых по следующей формуле: З = Ен • К + И,

где: Ен — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений (Ен=0,14); К — капитальные вложения, необходимые для сооружения сети; И — суммарные эксплуатационные издержки.

Вариант I Вариант II

Рис. 5.2. Схемы для технико-экономического сравнения.

Вариант I

Определим сечение провода по экономическим токовым интервалам.

Определим ток

I =

Выберем провод марки АС-70. Проверим провод по нагреву.

Провод проходит по нагреву.

Технические данные проводов представлены в таблице 5.10.

Таблица 5.10

Определим стоимость ВЛ.

Клэп = С0 · l =10,7· 46 = 492,2 тыс. руб.

где С0=10,7 тыс. руб. стоимость одного километра линии.

Переведем затраты в цены нынешнего времени, для этого умножим их на коэффициент удорожания Куд

Куд=; Клэп = 492,2 • 40 = 19 688 тыс. руб.

На РУ 35 кВ устанавливаем выключатели ВГБЭ — 35 -12,5/630УХЛ 1.

Таблица 5.11

Капитальные затраты на установку выключателей:

Кв = 2 · 570 = 1140 тыс. руб.

Определим по справочнику [Л5, таблица 2.22] стоимость типовой ГПП и приведем к ценам нынешнего времени: Кгпп=151,6 · 40 = 6064 тыс. руб.

Суммарная стоимость К= Клэп + Кв + Кгпп= 19 688 + 1140 + 6064 = 26 892 тыс. руб.

Вычислим суммарные издержки.

И = Иа + Ир + И? W

Иа — издержки на амортизацию Ириздержки на ремонт И? W — издержки на оплату потерь ээ.

Издержки на амортизацию Иа= += тыс. руб

Издержки на ремонт Ир= =+тыс. руб Издержки на оплату потерь ээ: И? W =?W · вэ где вэ — стоимость 1 кВт· ч (вэ = 1,6 руб.)

Суммарные потери ээ: ?W=?Wтр+?Wлэп Потери ээ в ЛЭП: ?Wлэп =?Р ·

Потери мощности в ЛЭП: ?Р =· R

Активное сопротивление ЛЭП: R= .

?Р= 19,8 = 178,6 кВт

8760 =

?Wлэп = 178,6 3196 = 570 806 кВт· ч Потери ээ в трансформаторе:

?Wтр=?Рхх 8760+?Ркз=4,18 760+ 23,53 196=168731 кВт· ч

?W= 168 731+ 570 806 = 739 537 кВт· ч И? W = 7 395 371,6 = 1183,3 тыс. руб И = 890 + 340 + 1183,3 = 2413,3 тыс. руб Общие затраты: З = Ен • К + И = 0,14 • 26 892 + 2413,3 = 6178,2 тыс. руб Вариант II

Определим сечение провода по экономическим токовым интервалам.

Определим ток: I =

Выберем провод марки АС-70. Проверим провод по нагреву.

Провод проходит по нагреву.

Технические данные проводов представлены в таблице 5.12.

Таблица 5.12

Определим стоимость ВЛ.

Клэп = С0 · l · Куд =13,5 · 46 · 40 = 24 840 тыс. руб.

где С0=13,5 тыс. руб. стоимость одного километра линии.

На РУ 110 кВ устанавливаем выключатели ВГТ — 110 -40/2500.

Таблица 5.13

Капитальные затраты на установку выключателей:

Кв = 2 · 1100 = 2200 тыс. руб.

Определим по справочнику стоимость типовой ГПП и приведем к ценам нынешнего времени: Кгпп=164 · 40 = 6560 тыс. руб.

Суммарная стоимость К= Клэп + Кв + Кгпп = 24 840 + 2200 + 6560 = 33 600 тыс. руб Вычислим суммарные издержки И = Иа + Ир + И? W

Издержки на амортизацию Иа= += = 1052 тыс. руб

Издержки на ремонт Ир= + =+ = 396 тыс. руб Издержки на оплату потерь ээ: И? W =?W ·

Суммарные потери ээ: ?W=?Wтр+?Wлэп Потери мощности в ЛЭП: ?Р = · R 19,8 = 18,1 кВт Активное сопротивление ЛЭП: R =

Потери ээ в ЛЭП

?Wлэп =?Р · = 18,1 = 57 847 кВт· ч Потери ээ в трансформаторе

?Wтр=?Рхх 8760+ ?Ркз =5,5 8760 + 22 3196 =172 518 кВт· ч

?W= 172 518 + 57 847 = 230 365 кВт· ч; И? W = 230 365 1,6 = 368,6 тыс. руб;

И = 1052 + 396 + 368,6 = 1816,6 тыс. руб.

Общие затраты: З = 0,14 • 33 600 + 1816,6 = 6520,6 тыс. руб.

Сводная таблица выбора варианта электроснабжения Таблица 5.14

Вывод: экономически целесообразным является I вариант схемы электроснабжения.

6. Расчет токов короткого замыкания

6.1 Общие сведения о коротких замыканиях В электрических установках могут возникать различные виды КЗ, которые сопровождаются резким увеличением тока. Все электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов. Различают следующие виды КЗ: трехфазное, или симметричное, когда три фазы соединяются между собой; двухфазное — две фазы соединяются между собой без соединения с землей; однофазное — одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю; двойное замыкание на землю — две фазы соединяются между собой и с землей.

В большинстве случаев причиной возникновения КЗ в системе является нарушение изоляции электрического оборудования вследствие износа изоляции, не выявленного своевременно при профилактических испытаниях, или из-за перенапряжений. КЗ могут быть вызваны ошибочными действиями обслуживающего персонала, механическими повреждениями кабельных линий, схлестыванием, набросом или перекрытием птицами проводов воздушных линий.

При возникновении КЗ общее сопротивление цепи системы электроснабжения уменьшается, вследствие чего токи в ветвях системы резко увеличиваются, а напряжения на отдельных участках системы снижаются.

Элементы электрических систем обладают активными, индуктивными сопротивлениями и емкостными проводимостями. Поэтому при внезапном нарушении режима работы вследствие КЗ электрическая система представляет собой колебательный контур. Токи в ветвях и напряжения в узлах будут изменяться в течение некоторого времени после возникновения КЗ в соответствии с параметрами этого контура. За время КЗ с момента его возникновения до момента отключения поврежденного участка в цепи протекает переходный процесс с большими мгновенными токами, вызывающими электродинамическое воздействие на электрооборудование. При длительном, более 0,01 с, КЗ токи оказывают термическое действие, которое может привести к значительному повышению температуры нагревания электрооборудования.

6.2 Цель расчета токов КЗ Вычисление токов КЗ производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах; выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей; проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики; проектирования защитных заземлений; подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

В современных электрических системах точный расчет токов КЗ с учетом всех условий очень сложен и практически невозможен. С другой стороны, требуемая точность расчетов зависит от его назначения. Например, для выбора электрических аппаратов производят приближенное определение токов КЗ, так как интервалы между значениями параметров, характеризующих различные типы аппаратов, велики. Для выбора и настройки устройств релейной защиты и автоматики точность расчетов должна быть выше.

6.3 Составление расчетной схемы Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на токи КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.

В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо её действительного напряжения на шинах указывают среднее напряжение Uср, согласно следующей шкале: 6,3; 10,5; 37; 115; 230.

ro = 0,43 Ом/км хo = 0,432 Ом/км К-1

ТДТН-25/110 Sт = 2500 кВА

Sн = 25 000 кВА Uк. з = 6,5%

ДРк.з= 140 кВт ДРк. з= 23,5 кВт К-2

6.4 Составление схемы замещения Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные связи заменены электрическими.

6.5 Расчет токов КЗ в точке К-1

Расчет токов КЗ производим в именованных единицах, Uб = 37 кВ.

Рассчитываем активные сопротивления элементов схемы замещения

Ом;

Ом;

Ом; Ом.

Определим результирующее активное сопротивление схемы замещения:

Ом.

Определение индуктивных сопротивлений параметров схемы замещения

Ом ДUв = (ДUв-н + ДUв-с — ДUс-н) • 0,5 = (17,5 + 10,5 — 6,5) • 0,5 = 10,75%

ДUс = (ДUв-с + ДUс-н — ДUв-н) • 0,5 = (10,5 + 6,5 — 17,5) • 0,5 = - 0,25%

Ом; Ом;

Ом.

Определим результирующее индуктивное сопротивление схемы замещения:

Ом.

К-1 К-1

Определим полное сопротивление схемы замещения:

Ом.

Определим ток короткого замыкания в точке К1:

кА Определим ударный ток короткого замыкания в точке К1

кА;

; с.

Определим апериодическую составляющую тока КЗ

;

Определим момент времени расхождения контактов выключателя:

ф = tр.з. min + tс. в = 0,01+ 0,04 = 0,05 с

;

Определим периодическую составляющую тока КЗ

;

где — коэффициент затухания периодической составляющей тока КЗ,

в данном случае .

кА.

6.6 Расчет токов КЗ в точке К-2

Uб = 6,3 кВ.

Рассчитываем активные сопротивления элементов схемы замещения

Ом;

Ом;

Ом;

Ом.

Определим результирующее активное сопротивление схемы замещения:

Ом.

Определение индуктивных сопротивлений параметров схемы замещения

Ом

Ом; Ом;

Ом;

Ом.

Определим результирующее индуктивное сопротивление схемы замещения:

Ом К-2 К-2

Определим полное сопротивление схемы замещения:

Ом.

Определим ток короткого замыкания в точке К2:

кА Определим ударный ток короткого замыкания в точке К2

кА;

с;

Определим апериодическую составляющую тока КЗ

;

Определим момент времени расхождения контактов выключателя:

ф = tр.з. min + tс. в = 0,01+ 0,015 = 0,025 с

; кА.

Определим периодическую составляющую тока КЗ

кА.

7. Выбор коммутационного оборудования пс «Цементный завод»

7.1 Выбор выключателей Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя.

Выбор высоковольтных выключателей на стороне ВН Выключатель выбирается по номинальному напряжению и току:

Uнв? Uнру = 35 кВ

Iнв? Iраб. форс

Iраб.форс — максимальный ток, который может протекать через выключатель.

А Выбираем на РУ 35 кВ злегазовый выключатель типа ВГБЭ-35−12,5/630УХЛ 1 со встроенными трансформаторами тока.

Таблица 7.1

Выбранный выключатель необходимо проверить.

1) Проверка выключателя на отключающую способность Для проверки выключателя на отключающую способность в качестве расчетного тока принимается ток трехфазного КЗ. При этом необходимо использовать периодическую и апериодическую составляющие тока в момент расхождения контактов выключателя ф = 0,05 с.

;

где в — процентное содержание апериодической составляющей тока К.З.

кА;

кА; 23,3 кА? 1,82 кА.

Условие проверки на отключающую способность выполняется.

2) Проверка выключателя на термическую устойчивость где — из паспортных данных выключателя;

;

— время срабатывания защиты;

— время отключения выключателя.

кА2•с; ;

кА2•с; 468,8 кА2•с > 0,27 кА2•с.

3) Проверка выключателя на электродинамическую устойчивость

Iпс = 12,5 кА? I'' = 1,29 кА; iпс = 35 кА? iу = 1,97 кА.

4) Проверка выключателя на включающую способность

Iнв = 12,5 кА? I'' = 1,29 кА;

iнв = 32 кА? iу = 1,97 кА.

Выбранный выключатель подходит по всем параметрам.

Выбор высоковольтных выключателей на стороне НН Для РУ 6 кВ выбираем вакуумные выключатели типа ВВ/TEL-6−8/800.

Таблица 7.2

Условия выбора и проверки аналогичны выключателю на ВН. Данные выключателя и результаты проверки по токам КЗ представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 — Расчетные и каталожные данные выключателя НН

7.2 Выбор разъединителя в цепи линии Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединители выбираются по тем же условиям что и выключатели, а проверяются только на термическую и динамическую устойчивость.

В цепь линии 35 кВ выбираем разъединитель РДЗ-35−1000 У1 по условиям и расчётным данным, которые представлены в таблице 7.4.

Таблица 7.4 — Расчетные и каталожные данные разъединителя на ВН.

7.3 Выбор трансформатора тока на напряжение 35 кВ