Разработка системы электроснабжения предприятия

• 1. Исходные данные для проектирования
• 1.1 Характеристика проектируемого объекта
• 1.2 Характеристика режима работы проектируемого объекта
• 1.3 Выбор и обработка графиков электрических нагрузок
• 2. Расчет силовых электрических нагрузок
• 2.1 Расчет силовых электрических нагрузок
• 2.2 Расчет осветительных нагрузок цехов
• 2.3 Расчет наружного освещения
• 2.4 Расчет охранного освещения
• 2.5 Расчёт освещения открытых площадок
• 3. Выбор числа и мощности цеховых ТП и компенсирующих устройств
• 3.1 Минимальное число трансформаторов одной мощности
• 4. Расчёт и построение картограммы электрических нагрузок, определение центра электрических нагрузок
• 5. Выбор числа и мощности трансформаторов на главной понизительной подстанции
• 5.1 Определение реактивной мощности, вырабатываемой синхронными двигателями
• 5.2 Определение расчетной активной мощности предприятия
• 5.3 Определение реактивной мощности, получаемой от энергосистемы
• 5.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП
• 5.5 Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторах
• 5.6 Выбор принципиальной схемы ГПП
• 6. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения
• 7. Расчёт сети внутризаводского электроснабжения
• Список литературы

1. Исходные данные для проектирования

Необходимо, согласно варианту, спроектировать систему электроснабжения ремонтного предприятия.

Исходные данные для проектирования представлены в следующем виде:

генеральный план предприятия;

установленная мощность по цехам таблица 1.1.;

характеристика технологического процесса;

характеристика режима работы проектируемого объекта;

характеристика высоковольтных потребителей.

1.1 Характеристика проектируемого объекта

Наименования и электрические нагрузки цехов представлены в таблице 1.1

Таблица 1.1 Наименования и электрические нагрузки цехов

а) Синхронные двигатели СДН-14−49−8: Uн = 6 кВ, n = 750 об/мин, Рн = 800 кВт,

Qн = 407 квар, К1 = 4,9 кВт, К2 = 4,57 кВт Понижающие трансформаторы для подключения синхронных двигателей к сети 10 кВ, типа ТМ — 1000−10/6 кВ.

б) Асинхронные двигатели А4−85/62−8У3: Pн = 500 кВт, з_Н = 94,1%, Сosц_Н = 0,8.

1.2 Характеристика режима работы проектируемого объекта

Развернутая характеристика проектируемого предприятия с точки зрения надежности электроснабжения отдельных цехов приведена в таблице 1.2.

электроснабжение подстанция реактивная мощность

Таблица 1.2 Характеристика сред и помещений

1.3 Выбор и обработка графиков электрических нагрузок

Для данной отрасли промышленности, к которой относится проектируемое предприятие, выбираем суточный график нагрузки и годовой график по продолжительности (рисунок 1.1, 1.2).

В таблице 1.3 представим данные о величине, в %, и продолжительности, в часах, ступеней годового графика по продолжительности.

Рис. 1.1 Суточный график активной нагрузки

Рис. 1.2 Годовой график по продолжительности

Таблица 1.3 Расчетные данные для определения Тм

По данным графика определяется время использования максимума нагрузки — Ти, затем, время максимальных потерь — .

(1.2)

где Рi _- мощность i-ой ступени графика, отн. един.;

i — продолжительность i-ой ступени графика, ч;

n — число ступеней годового графика;

Pсуммарная максимальная нагрузка, отн. един.

(1.3)

На примере деревообрабатывающего цеха определим время использования максимума нагрузки — Т_м и время максимальных потерь — 5 _max.

ч.

ч.

2. Расчет силовых электрических нагрузок

2.1 Расчет силовых электрических нагрузок

Нагрузка потребителей задана суммарным значением без указания числа и мощности отдельных приемников, максимальная расчетная нагрузка определяется по формуле

(2.1)

Qмс = Р_мс•tg (2.2)

где К_{с -} коэффициент спроса, принимается по справочным данным;

Р_н — установленная мощность цехов.

Все расчеты сводятся в таблицу 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 Расчётные силовые нагрузки 0,4 кВ

Таблица 2.2 Расчетные силовые нагрузки 10 кВ

2.2 Расчет осветительных нагрузок цехов

Светотехнический расчет осветительных установок выполняется методом удельных мощностей. Расчет производится на примере гальванического цеха.

Задается высота производственного помещения и определяется расчетная высота по формуле:

h_р =h-h_c-h_г, (2.3)

где h — высота помещения, м;

h_c — высота свеса светильника, для ДРЛ, h_c =0,3 м;

h_г — высота плоскости нормирования освещенности, hг = 0,8 м.

h_р = 8,4 — 0,3 — 0,8 = 7,3 м.

Выбирается разряд зрительных работ II-в, требуемая освещенность при общем освещении составляет Е_н = 200 лк.

Коэффициент запаса принимается равным Кз = 1,8.

Тип КСС — Д3.

Для ламп ДРЛ выбирается удельная мощность светильников _уд = 6,8 Вт/м².

Приводим удельную мощность от табличных к истинным параметрам освещения:

Удельная мощность:

Вт/м ² (2.4)

где — КПД светильника в нижнюю полусферу.

Максимальную активная мощность равна:

Р_мо = _расч•F_цеха, (2.5)

где F_цеха — площадь цеха.

Р_мо = 22,3•1728•10^-3 = 40,26 кВт.

Реактивная мощность определяется по коэффициенту мощности, для ламп ДРЛ cos=0,53, tg=1,6; для ламп ЛЛ cos=0,94, tg=0,36.

Q_мо = Р_моtg, (2.6)

Q_мо = 40,261,6 = 64,42 квар.

Расчет для остальных цехов производится аналогично и сводится в таблицы 2.3−2.5.

Таблица 2.3 Расчётные параметры цеха

Таблица 2.4 Расчет осветительных нагрузок

Таблица 2.5 Суммарные нагрузки цехов на напряжении 0,4 кВ

2.3 Расчет наружного освещения

При проектировании освещения дорог используются типовые решения.

Расчет ведем для светильников типа РКУ 01−250−011 с лампами ДРЛ мощностью 250 Вт, которые установлены на опорах в ряд освещаемого проезда. Схема расположения светильников — односторонняя. Ширина дороги — 10 м.

Нормативная минимальная освещенность Е_н = 2 лк, выбирается по таблице 1.7 /2/, в зависимости от интенсивности движения транспорта от 10 до 50 ед. /ч для основных дорог. Светораспределение светильника — широкое, КСС — «Ш». Коэффициент запаса светильников с газоразрядными лампами К_з=1,5

Для лампы ДРЛ мощностью 250 Вт световой поток равен 13 500 лм, КСС светильника — «Ш», тогда определяем наименьшую высоту установки светильника 9,5 м.

Светильники для освещения дорог крепятся на металлических или железобетонных опорах. Опоры на пересечении дорог рекомендуется устанавливать до начала закругления тротуаров и не ближе 1,5 м от различного рода въездов.

Расчёт производится точечным методом. На рис. 2.3 представлена расчётная схема для определения расстояния между светильниками

Рисунок 2.3 — Расположение светильников и контрольной точки

L — расстояние между светильниками, м; а — половина ширины дороги, м; d — расстояние от точки подвеса светильника до контрольной точки А, расположенной на оси дороги, м

Для расчета относительной освещённости предварительно определяется коэффициент с³ по отношению x/h_св. По величине этого отношения с помощью таблицы 1.12 /2/ определяются значения с³ и о.

Полученный результат отличается от приведенных величин в таблице, поэтому его необходимо интерполировать: с³ = 2, 205.

Сумма относительных освещенностей:

лк (2.7)

Учитывая, что минимальная освещенность в точке А, (см. рисунок 2.3) создается одновременно двумя ближайшими светильниками, получаем:

(2.8)

лк

По графикам условных изолюкс (рисунок 1.7 /1/) по величинам е и о = (из таблицы 1.12 /1/) определяем з = 1,8.

По таблице 1.12 /1/ и по полученному расчетному значению определяем стандартное значение з, (в верхней строке соответствующей графы) з =2,2.

Так как, отсюда y = 2,2?9,5 = 20,9 м, тогда шаг светильника:

м

Округляя до ближайшего целого, получаем D = 42 м.

Протяженность дорог L = 2331 м.

Количество светильников: N = L/D = 2331/42 = 55,5 «56 шт.

Активная мощность нагрузки наружного освещения определяется по формуле

Р = Р_л•N•К_прл (2.9)

Р = 0,25•56•1,1= 15,4 кВт

Q = 15,4•1,73 = 26,64 квар.

Для второстепенных дорог и проездов — расчет аналогичен.

Расчет ведем для светильников типа РКУ 01−125−011 с лампами ДРЛ мощностью 125 Вт, которые установлены на опорах в ряд освещаемого проезда. Схема расположения светильников — односторонняя. Ширина дороги — 6 м.

Нормативная минимальная освещенность Е_н = 1 лк, выбирается по таблице 1.7 /2/, в зависимости от интенсивности движения транспорта менее 10 ед. /ч для второстепенных дорог. Светораспределение светильника — широкое, КСС — «Ш» .

Коэффициент запаса светильников с газоразрядными лампами К_з=1,5

Для лампы ДРЛ мощностью 125 Вт световой поток равен 5900 лм, КСС светильника — «Ш», тогда по таблице 1.8 /1/ определяем наименьшую высоту установки светильника 8,5 м.

Для определения относительной освещенности предварительно необходимо определить коэффициент с³, для этого рассчитывается отношение

и по таблице 1.12 /16/ определяем с³ = 1,185.

Сумма относительных освещенностей:

лк

Учитывая, что минимальная освещенность в точке А, (см. рисунок 2.3) создается одновременно двумя ближайшими светильниками, получаем:

лк

По графикам условных изолюкс (рисунок 1.7 /2/) по величинам е и о = (из таблицы 1.12 /2/) определяем з = 2,1. По таблице 1.12 /2/ и по полученному расчетному значению определяем стандартное значение з, (в верхней строке соответствующей графы) з = 2,2.

Так как, отсюда y = 2,2? 8,5 = 18,7 м, тогда шаг светильника:

м

Округляя до ближайшего целого, получаем D = 37 м.

Количество светильников:

Протяженность дорог L = 2580 м.

Количество светильников: N = L/D = 2580/37 = 69,73 «70 шт.

Активная мощность нагрузки наружного освещения определяется по формуле

Р = Р_л•N•К_прл

Р = 0,125•70•1,1 = 9,625 кВт

Q = 9,625•1,73 = 16,65 квар.

2.4 Расчет охранного освещения

По СНиП 23−05−95 охранное освещение (при отсутствии специальных технических средств охраны) должно предусматриваться вдоль границ территорий, охраняемых в рабочее время, освещенность должна быть равна 0,5 лк на уровне земли в горизонтальной плоскости.

Расчет ведем для светильников типа СПО-200, мощность лампы 200 Вт.

Ширина освещаемой зоны 10 м. Нормированная минимальная освещенность Е_н = 0,5лк.

Высота расположения светильников 6 м.

Коэффициент запаса светильников с лампами накаливания К_з=1,3.

Световой поток лампы 2950 лк.

На рис. 2.4 представлена схема для определения расстояния между светильниками.

Рисунок 2.4 — Расположение светильников и контрольной точки

Величина светового потока определяется по формуле:

(2.10)

откуда минимальная освещённость,

(2.11)

лк

Минимальная освещённость в точке, А создаётся одновременно двумя ближайшими светильниками, отсюда:

лк

По рисунку 1.6 /2/ определяем отношение h/d = 0,37, откуда расстояние до освещаемой точки d = 16,22 м, тогда шаг светильника:

(2.12)

м

Округляя до ближайшего целого, получаем D = 26 м.

Количество светильников:

Протяженность дорог L = 2280 м.

Количество светильников: N = L/D = 2280/26 = 88 шт.

Активная мощность нагрузки наружного освещения определяется по формуле

Р = Р_л•N

Р = 0,2•88 = 17,6 кВт

Q = 17,6 * 1,73 = 30,45 квар

2.5 Расчёт освещения открытых площадок

Расчёт освещения открытых площадок сводится к определению числа и мощности прожекторов. Для этого используется метод удельных мощностей.

Рассчитывается активная мощность, необходимая для освещения данной площадки, по формуле

Р_прож = Р_уд F (2.13)

где Р_УД — удельная мощность, т. е. мощность необходимая для освещения одного квадратного метра открытого пространства при (для открытых площадок при Е_Н=2 лк и лампах ДРЛ в качестве источника света — Р_УД=0,5 Вт/м, соответственно для площадок при Е_Н =10лк — удельная мощность Р_УД=1,8 Вт/м);

F_ПЛОЩ — площадь освещаемой площадки.

Далее выбирается тип прожектора и мощность лампы. Выбор типа прожектора зависит от высоты мачты, на которой он устанавливается.

Число прожекторов выбранного типа вычисляется по формуле

(2.14)

где Р_Л — мощность лампы для выбранного прожектора.

По данным генплана проектируемого объекта необходимо осветить открытые площадки возле гаража, заводоуправления.

Площадь, которую необходимо осветить возле заводоуправления составляет 3780 м².

Активная мощность, необходимая для освещения данной площадки

Р_прож = 0,5 378 010^-3 = 1,7 кВт

Принимается к установке прожектор с мощностью лампы 1,5 кВт.

принимаем 1 прожектор установленный на высоте 8,5 метров.

Q_прож = 11,261,73 = 1,96 квар.

Таблица 2.6 Расчет прожекторного освещения открытых площадок

3. Выбор числа и мощности цеховых ТП и компенсирующих устройств

Предварительное распределение нагрузок по ТП приведено в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов на ТП

В результате анализа мощности, площади и месторасположения цехов, а также в целях минимизации потерь в линиях 0,4 кВ предполагается установка трансформаторов мощностью 630 кВ· А.

3.1 Минимальное число трансформаторов одной мощности

(3.1)

где — суммарная мощность цехов, где установлены трансформаторы

одной мощности, кВт;

К_з — коэффициент загрузки трансформаторов;

S_{н. т. -} номинальная мощность трансформатора, кВА;

N — добавка до ближайшего целого числа.

Оптимальное число трансформаторов

(3.2)

где m — дополнительное число трансформаторов, определяется по типовым кривым как

(3.3)

Число трансформаторов мощностью 630 кВ· А

Это значение совпадает с предварительным количеством трансформаторов, определенным по таблице 3.1.

На проектируемом заводе устанавливаются КТП с трансформаторами ТМЗ 630/10. При питании от ТП нескольких РУ — 0,4 кВ ТП устанавливается в цехе с наибольшей нагрузкой. Если ТП необходимо ставить в цехе со взрыво-пожароопасной средой, то необходимо выполнять его отдельно стоящим, на расстоянии 12 — 25 м от цеха. Если S_уд (0,20,3) кВ· А/м², то рекомендуется разносить трансформаторы по цеху, с целью уменьшения потерь. Суммарную расчетную мощность компенсаторных батарей низкого напряжения (НБК), устанавливаемых в цеховой сети, определяем по формуле

(3.4)

где Q_нк1 — суммарная мощность НБК, которую находим по формуле

(3.5)

где Q_{max m} — наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы данной номинальной мощности, в сеть напряжением 0,38 кВ, определяемая по формуле

(3.6)

где N_опт, К_з, S_{н. тр -} соответственно оптимальное число, коэффициент загрузки трансформаторов единой мощности S_{н тр};

P_p, Q_{p -} соответственно расчетные максимальные активная и реактивная мощности нагрузок трансформаторов единой мощности;

Q_нк2 — дополнительная мощность, которую рассчитываем по формуле

(3.7)

где

— коэффициент, который для двухступенчатой схемы питания трансформаторов от распределительных пунктов определяется по /17/ по формуле

(3.8)

где К_р1 = 9 — для Дальнего Востока, коэффициент, который определяется в зависимости от числа смен работы предприятия и района его размещения; - коэффициент, принимаемый для магистрали с числом трансформаторов более трех по формуле

(3.9)

Для ТП, питающихся от РП с синхронными высоковольтными двигателями, Q_нк2 не рассчитывается. Кроме того, в случае, если Q_нк2 0, то принимается Q_нк2 = 0. По табл. 4 — 34 /8/ подбираются комплектные конденсаторные установки напряжением U_н = 0,38 кВ с таким расчетом, чтобы их стандартная мощность Q_{нк ст} была меньше, но максимально приближена к расчетному значению Q_нк. Структурная схема питания ТП от РП и ГПП приведена на рисунке 3.1.

Определяем число и мощность НБК ТП1. Коэффициент определяется по формуле (3.8)

= 9/60 = 0,15

Определяем наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформатор мощностью S_{н тр} = 630 кВА по (3.6).

Определяем суммарную мощность НБК Q_нк1 для данного цеха по (3.5)

Q_нк1 = 1954,55 — 616,95 = 1337,6 квар

Дополнительная мощность НБК Q_нк2 для ТП 1 по формуле (3.7)

Q_нк2 = 1954,55 — 1337,6 — 0,34 630 = 0 квар.

Так как Q_нк2 < 0, то для дальнейших расчётов принимаем Q_НК2 = 0.

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низкого напряжения, устанавливаемых в цеховой сети, определяем по формуле (3.4)

Q_нк = 1337,6 + 0 = 1337,6 квар.

Расчетная мощность конденсаторной установки определяется по выражению

Q_кон = Q_нк / N_тр = 1337,6/4 = 334,4 квар.

Выбираем конденсаторную установку типа КРМ 0,4−325.

Для остальных ТП расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицы 3.4−3.5.

Таблица 3.4 Реактивная мощность, подлежащая компенсации

Таблица 3.5 Выбор БСК на 0,4 кВ

Полная компенсирующая мощность для ТП1 рассчитывается по формуле

Q_БСКтп = Q_УСТ* N_ТР = 325*4 = 1300 квар остальные значения рассчитываются также и заносятся в таблицу 3.5.

Реактивная мощность, проходящая через трансформатор ТП1 после установки БСК

Q`_вк = Q_м — Q_{бск (тп) (}3.10)

Q`_вк = 1954,55−1300 = 654,55 квар Для остальных ТП расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу 3.5. В цеховых КТП установлены трансформаторы ТМЗ — 630 со следующими паспортными данными по таблице 5.2.1 /3/:

Таблица 3.6 Паспортные данные трансформаторов

Определяем потери активной мощности в трансформаторах ТП по формуле

(3.11)

где P_х, P_{к -} потери активной мощности соответственно холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе ТП; К_з — коэффициент загрузки трансформатора с учетом мощности НБК, который определяется по формуле

(3.12)

где S_{р тп} — расчетная максимальная мощность ТП, рассчитываемая по формуле

(3.13)

Потери реактивной мощности в трансформаторах ТП определяются по формуле

(3.14)

где Q_хх, Q_к, — потери реактивной мощности в трансформаторах ТП определяемые по формуле

(3.15)

(3.16)

где I_хх%, U_{к% -} соответственно ток холостого тока и напряжение короткого замыкания трансформатора, определяемые по таблице 5.2.1 /3/.

Определяем приведенные потери активной мощности в трансформаторах ТП по (3.11), где за потери мощности принимаем приведенные потери холостого хода P'_х и короткого замыкания P'_к, которые определяем по формулам

(3.17),, (3.18)

где

К_{ип -} коэффициент изменения потерь, который для цеховых ТП равен 0,07 кВт/квар.

Рассчитываем максимальную мощность нагрузки этого ТП по (3.13)

Коэффициент загрузки рассчитывается по (3.12)

К_з = 1892,59/ (4630) = 0,751

Потери холостого хода в одном трансформаторе ТП1 по (3.15)

Потери короткого замыкания в одном трансформаторе ТП1 по (3.16)

Полные реактивные потери в трансформаторах ТП1 определяются по формуле (3.14)

Приведенные потери активной мощности холостого хода и короткого замыкания по (3.17), (3.18)

Полные активные потери в трансформаторах ТП1 по (3.11)

Расчет потерь мощности в трансформаторах остальных ТП аналогичен.

Результаты расчета приведены в таблице 3.7.

Таблица 3.7 Расчёт потерь мощности в цеховых ТП

Активная мощность нагрузки на шинах 10 кВ с учетом потерь в трансформаторах ТП определяется по формуле Р`_{м (тп)} = Р_м + (3.19)

Реактивная мощность нагрузки на шинах 10 кВ с учетом потерь в трансформаторах ТП определяется по формуле

Q_вк = Q`_вк + (3.20)

Расчетная силовая нагрузка цеха на шинах 10 кВ с учетом потерь мощности в трансформаторах ТП определяется по формуле

S_м = (3.21)

Определяем расчетную силовую нагрузку цеха по формулам (3.19) — (3.21)

Р`_{м (тп)} = 1775,6 + 55,08 = 1830,88 кВт, Q_вкТП = 654,55 + 108,42 = 762,97 квар,

Расчет для остальных цехов аналогичен. Результаты сведены в таблицу 3.8.

Таблица 3.8 Расчётная мощность нагрузки на шинах 10 кВ цеховых ТП

4. Расчёт и построение картограммы электрических нагрузок, определение центра электрических нагрузок

Для нахождения места размещения ГПП и ТП на генеральном плане предприятия наносится картограмма нагрузок Р_i, представляющих собой окружности, площади которых равны R² и в выбранном масштабе М равны расчетной нагрузке Р_i данных цехов.

Р_i = R²М (4.1)

Тогда радиус окружности равен

(4.2)

где М = 0,05 кВт/м².

Для первого цеха:

Круг делится на сектора, каждый из которых равен нагрузке осветительной, силовой на низкой и высокой стороне.

Площадь круга равна расчетной мощности цеха

Р_р = Р_мс + Р_10кВ + Р_мо, (4.3)

Находятся углы секторов, соответствующие силовой нагрузке на низкой и высокой сторонам, осветительной нагрузкам

(4.4)

(4.5)

. (4.6)

Все результаты расчетов приведены в таблицу 4.1.

Центром электрических нагрузок является точка с координатами Х_о, У_о, где сосредоточенна основная нагрузка

(4.7)

(4.8)

где Х_i, Y_i — геометрические координаты i — го цеха;

Р_i - активная мощность нагрузки i — го цеха;

Р_i — суммарная активная мощность нагрузки всего предприятия, кВт.

n — количество цехов.

Х₀ = 5 338 329/12122,22 = 440,37 м, Y₀ = 2 775 211/12122,22 = 228,93 м

ЦЭН показан на генплане. Ввиду невозможности установки ГПП в ЦЭН, ГПП выносится за территорию предприятия в направлении районной подстанции.

Таблица 4.1 — Данные для построения картограммы электрических нагрузок

Результаты расчета ЦЭН приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 — Определение месторасположения ЦЭН

5. Выбор числа и мощности трансформаторов на главной понизительной подстанции

Основными требованиями при выборе числа трансформаторов ГПП являются: надежность электроснабжения потребителей, а также минимум приведенных затрат на трансформаторы. Надежность электроснабжения потребителей II категории обеспечивают резервами, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала.

Применяются двух трансформаторные подстанции, которые экономически более целесообразны чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов.

5.1 Определение реактивной мощности, вырабатываемой синхронными двигателями

Каждый установленный синхронный двигатель является источником реактивной мощности, минимальную величину которой по условию устойчивой работы СД определяют по выражению:

(5.1)

где К_сд — коэффициент загрузки СД по активной мощности

(5.2)

где Р_зад, Р_н — заданная и номинальная мощности СД, соответственно 2000 и 800 кВт,

Определение оптимальной реактивной мощности Q_э1, передаваемой из энергосистемы в сеть в период максимальных нагрузок энергосистемы.

Экономически целесообразную загрузку по реактивной мощности определяют по формуле:

(5.3)

где Q_{н. сд} — номинальная мощность СД;

З_вк - удельная стоимость 1 квар конденсаторной батареи;

К₁, К₂ — потери в СД, при его номинальной реактивной мощности;

С_рп — расчетная стоимость потерь, принимается 57 512 руб/кВт (за год).

(5.4)

где Е_н, Е_а, Е_тр — нормативные коэффициенты для линий, оборудования и НБК, приведены в таблице 5.1;

Р_{уд -} удельные потери мощности, равные 0,003 кВт;

Q_БСК — мощность НБК, принятая равной 300 квар из условия Q_БСК «Q_{н. сд};

К_яч, К_бат — стоимость ячейки КРУ и НБК мощностью 300 квар, с учетом НДС принимаемые К_бат = 90, 117 тыс. р., К_яч = 291,991 тыс. р.

Таблица 5.1 — Нормативные коэффициенты

Определение З_вк производится по формуле (5.4)

Определение производится по формуле (5.3)

Если окажется, что > Q_сд, то принимаем Q_{сд. э} = Q_сд, т. е. Q_{сд. э} = 359,96 квар. Суммарная экономически целесообразная реактивная мощность, получаемая от СД, определяется по выражению:

= n (5.5)

= 4*359,96 = 1439,84 квар

5.2 Определение расчетной активной мощности предприятия

Расчетная активная мощность предприятия

(5.6)

где Р_{м (0,4) —} суммарная активная мощность на напряжении 0,4 кВ, кВт;

— расчетные потери в трансформаторах цеховых ТП, кВт;

Р_{м (10) —} суммарная активная высоковольтная мощность Р_мв/в =6170 кВ

= 4767,25 + 172,21 + 6170 = 11 106,46 кВт

5.3 Определение реактивной мощности, получаемой от энергосистемы

Расчет Q_э1 производится двумя способами.

I способ

(5.7)

где = 0,25 при U_н = 110 кВ и 0,2 при U_н = 35 кВ.

Расчет приводится для напряжений 110 и 35 кВ

II способ

(5.8)

где Q_мзав — суммарная реактивная мощность, потребляемая предприятием, квар;

Q_сдэ — суммарная экономически целесообразная реактивная мощность, получаемая от СД, квар

(5.9)

где — суммарная мощность цеховых ТП с учетом потерь;

— суммарная мощность высоковольтной нагрузки 10 кВ.

При дальнейшем расчете используются наименьшее значение Q_э1, т. е. значение Q_э1 рассчитанное I способом по формуле (5.7)

5.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП

Как было отмечено выше, основную долю нагрузки предприятия составляют потребители II категории, для питания которых используются два масляных трансформатора.

Выбор мощности производится для двух напряжений: 110 кВ и 35 кВ.

Определение полной мощности производится по формуле

(5.10)

где К_рм — коэффициент разновременности максимума нагрузок, принимаемый 0,9;

— принимается равной 11 106,46 кВт;

Q_э1 — принимается равной 2776,62 квар для 110 и 2221,29 квар для 35 кВ.

Для 110 кВ

Для 35 кВ

Если на ГПП устанавливается два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию

(5.11)

где К_з — коэффициент загрузки, равный 0,7.

Выбор силового трансформатора производится по таблице 5.2.2 /15/.

Таблица 5.2 — Паспортные данные силового трансформатора

5.5 Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторах

Данный расчет производится аналогично п. 3.6.

Результаты расчетов сведены в таблицу 5.3

Потери энергии в трансформаторе W_тр определяются по следующей формуле:

(4.11)

где Т_вкл — время включения, принимаемое равным 8760 ч.

_м — время максимальных потерь, равное 4153,7 ч.

Определение потерь мощности и энергии, в трансформаторах на 110 кВ производится аналогичным образом и сводится в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 — Потери мощности и энергии в трансформаторах

5.6 Выбор принципиальной схемы ГПП

Выбирается схема ГПП с перемычкой с высокой стороны, что повышает надежность электроснабжения. При нормальном режиме перемычка разомкнута. ГПП выполнена на основе блочного типа КТПБ-110/10.

Упрощенная схема ГПП приведена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 — Типовая схема подстанции 110/10кВ.

6. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения

Расчетная реактивная нагрузка в сетях 6−10 кВ промышленных предприятий Q_вбк определяется по формуле

Q_{вк. зав} = Q_вкТП + + Q`_трГПП — Q_сдэ — Q_Э1, (6.1)

где Q_вкТП — нескомпенсированная реактивная нагрузка в сетях 0,4 кВ;

— суммарная реактивная мощность высоковольтной нагрузки;

Q`_трГПП — потери мощности в трансформаторах ГПП.

Q_{вк. зав} = 2696,64+5338,81+670,81−1439,84−2776,62 = 4489,8 квар

Выбирается ВБК типа 2хКРМ (УКЛ56) — 6,3−10,5 кВ-1800 квар. Для повышения коэффициента использования конденсаторных батарей выбирается централизованная установка на ГПП.

Итоговая мощность Q_вбк с учетом выбранных батарей составляет

Q_вбк = 21 800 = 3600 квар

Недокомпенсированная реактивная мощность предприятия

Q_ВК = 4489,8 — 3600 = 889,8 квар

Реактивная мощность, потребляемая заводом из системы:

(6.2), Q = 2776,62 + 889,8 = 3666,42 квар

7. Расчёт сети внутризаводского электроснабжения

Расчет сечения кабельных линий выбирается по экономической плотности тока с последующей проверкой по длительно допустимым токовым нагрузкам нормального и аварийного режима и по термической стойкости к токам КЗ.

Для расчета сечений кабельных линий, соединяющих ТП, необходимо знать рабочий максимальный ток, который протекает по рассматриваемому участку и определяется по формуле.

(7.1)

где S_м — полная мощность проходящая по рассматриваемому участку кабельной линии, кВА;

U_н — напряжение на шинах РП, равное 10 кВ;

n — количество кабелей в нормальном или аварийном режиме.

Участок ГПП — РП

(7.2)

Участок РП — ТП

(7.3)

Расчет сечений кабельной линии ведется для наиболее загруженных одиночных магистралей отходящих от ГПП, либо одной секции РП.

Расчет проводится на примере магистрали с РП2 на ТП2.

(7.4)

(7.5)

где Р_тп, Q_вк — суммарная активная и реактивная мощности ТП;

n — число трансформаторов на данном ТП.

ТП2: Ртп = 1358,95/3 = 452,98 кВт

Qвк = 670,9/3 = 223,63 квар.

Активная Р_кл и реактивная Q_кл мощности проходящие по данному участку, определяется по формулам

(7.6)

(7.7)

Тогда для участков (см. рисунок 7.1):

ТП2а-РП3.1: Р_кл = 452,98 кВт

Qкл = 223,63 квар.

I_рм = 505,17/ (110,5) = 27,81 А, F_расч = 27,81/1,2 = 22,79 мм².

— для алюминиевых кабелей по таблице 1.3.36 /6/

Принимается стандартное сечение F_ст=25мм², I=допА кабель ААБ.

Производится проверка кабеля при работе в аварийном режиме, при котором должно соблюдаться условие:

(7.8)

где — коэффициент перегрузки;

— коэффициент, учитывающий количество кабелей в траншее и расстояние между ними.

I_ав = 227,81 = 55,62 < I`_доп = 11,390 = 117 А.

Расчеты для остальных участков производятся аналогично и результаты расчетов сводятся в таблицу 7.1 Расчеты для РУ-0,4 кВ также производятся аналогично, выбор сечений производится только по допустимому току, результаты выбора сведены в таблицу 7.2 На рисунке 7.1 изображена схема соединения ТП и РП от ГПП.

Рисунок 7.1 — Схема соединения ТП и РП от ГПП

Таблица 7.1 — Выбор сечения кабельных линий 10 кВ

Таблица 7.2 — Выбор сечений кабельных линий 0,4 кВ

1. Кнорринг Г. М. Справочная книга для проектирования электрического освещения. — Л.: Энергия, 1976.

2. Айзенберг Ю. Б. Справочная книга по светотехнике — М.: Энергоатомиздат, 1983.

3. Федоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1987 — 368 с.

4. Ермилов А. А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. — М.: Энергоатомиздат, 1983.

5. Правила устройства электроустановок /Главгосэнергонадзор РФ/-СПб.: Издательство ДЕАН, 2002 — 928 с.

6. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация /Под редакцией А. А. Федорова и Г. В. Сербинского/ - М.: Энергоатомиздат, 1974.

7. Князевский Б. А., Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных преприятий. — М.: Высшая школа, 1986.

8. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть станций и подстанций.: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов — 4-ое изд. перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

9. СНиП 23−05−95, Естественное и искусственное освещение — «Светотехника», 1995, № 11−12.