Расчет электроснабжения завода

• Введение
• 1. Расчет электрических нагрузок
• 1.1 Определение расчетной нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса
• 1.2 Определение расчетной нагрузки установок электроосвещения
• 1.3 Определение расчетной нагрузки всего предприятия на стороне НН
• 2. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций
• 2.1 Определение числа и мощности цеховых трансформаторов
• 2.2 Определение мощности конденсаторных батарей в сети напряжением ниже 1 кВ
• 2.3 Определение расчетных нагрузок цехов (подстанций) на стороне выше 1000 В
• 2.4 Определение расчетной нагрузки всего предприятия
• 3. Построение картограммы электрических нагрузок предприятия и определение их центра
• 4. Технико-экономический анализ схем электроснабжения предприятия
• 4.1 Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения
• 4.1.1 Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения
• 4.1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
• 4.1.3 Расчет технико-экономических показателей вариантов схем
• 4.1.4 Выбор сечения проводов питающих линий
• 4.1.5 Расчет технико-экономических показателей питающих линий.
• 4.1.6 Расчет технико-экономических показателей элементов ГПП
• 4.2 Технико-экономический расчет при выборе схемы внутреннего электроснабжения.
• 4.2.1 Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 6 — 35 кВ.
• 4.2.2 Определение сечения кабельных линий распределительной сети.
• 4.3 Расчет технико-экономических показателей вариантов схем внутреннего электроснабжения.
• 4.4 Экономическая оценка надежности вариантов схем электроснабжения
• 4.5 Выбор оптимального варианта схем электроснабжения
• 4.6 Краткое описание принятой схемы электроснабжения
• 4.7 Расчет токов короткого замыкания
• 4.8 Выбор аппаратуры высокого напряжения
• 4.9 Решение по конструктивному выполнению, компоновке ГПП
• 5. Электроснабжение РМЦ.
• 5.1 Планировка цеха и размещение технологического оборудования.
• 5.2 Краткая характеристика производственной среды
• 5.3 Краткая характеристика электроприемников цеха, требование к надежности их электроснабжения, выбор рода тока и напряжения.
• 5.4 Определение мест установки пунктов питания для групп приемников цеха, выбор схемы, способа выполнения питающей сети цеха
• 5.5 Выбор сечения кабеля к каждому потребителю
• 5.6 Выбор сечений питающих линий
• 5.7 Выбор схемы способа прокладки проводов и кабелей распределительной сети
• 6. Светотехнический и электрический расчет освещения
• 7. Расчет показателей качества электроэнергии в сети проектируемого завода
• Заключение
• Список использованной литературы
• Введение

Система электроснабжения предприятия, состоящая электрических сетей напряжением до и выше 1кВ, трансформаторных и преобразовательных подстанций, служит для передачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего качества.

Каждое предприятие находится в состоянии непрерывного развития. Система электроснабжения предприятия должна быть гибкой, допускать постоянное развитие технологий, рост мощности предприятия и допускать изменение производственных условий, а так же удовлетворять требованиям надежности, экономичности и безопасности обслуживания. Поэтому непременным условием для правильного принятия проектного решения является рассмотрение вопросов:

1. Краткая характеристика предприятия, его технологического процесса;

2. Характеристика среды производственных помещений;

3. Краткая характеристика электроприемников и требования к надежности их электроснабжения.

Знание технологического процесса проектируемого предприятия позволяет правильно определить основные требования к системе электроснабжения в отношении надежности функционирования. Знание среды необходимо для правильного выбора электрического оборудования и выполнения электрических сетей.

Основными показателями потребителей электроэнергии являются: номинальная мощность, род тока, напряжение, частота, режим работы, степень бесперебойности электроснабжения, стабильность расположения оборудования.

1. Расчет электрических нагрузок

1.1 Определение расчетной нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса

Расчет производим по формулам:

Активная нагрузка:

(1)

где Кс — Коэффициент спроса данной группы электроприемников.

Реактивная нагрузка:

(2)

где tg определяется по характеру для данной группы электроприемников средневзвешенному коэффициенту мощности.

Полная нагрузка:

(3)

Для литейного цеха:

Применяя этот метод расчета нагрузки для всех цехов, результаты расчета сводим в табл. 4.

1.2 Определение расчетной нагрузки установок электроосвещения

Расчетная нагрузка установок электроосвещения определяется по методу коэффициента спроса.

(4)

где — коэффициент спроса осветительных нагрузок;

— коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре;

— установленная мощность установок электроосвещения;

(5)

где — освещаемая площадь цеха, территории завода, определяется по генплану предприятия;

— удельная реактивная нагрузка освещения на 1 м² освещаемой поверхности.

Применяем к установке для всех цехов светильники с лампами ДРЛ Для механического цеха Результаты расчета электрической нагрузки освещения цехов и территории завода представлены в табл. 3.

Табл. 3

Расчетные нагрузки освещения цехов на стороне НН

1.3 Определение расчетной нагрузки всего предприятия на стороне НН

Расчетная полная мощность сети низкого напряжения цеха без учета мощности компенсирующих устройств определяются без учета потерь мощности в сетях НН цеха в связи с их малой протяженностью по выражению:

(6)

нагрузка электроснабжение линия трансформатор Для литейного цеха Определенные расчетные нагрузки цехов на стороне НН, без учета мощности компенсирующих устройств, приведены в таблице 4.

Таблица 4. Расчетные нагрузки цехов на стороне НН

2. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

2.1 Определение числа и мощности цеховых трансформаторов

1. Категории надежности электроснабжения потребителей;

2. Компенсация реактивной мощности на напряжение до 1кВ;

3. Перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах;

4. Шага стандартных мощностей.

Однотрансформаторные цеховые подстанции применяем при наличии в цеху потребителей 3-й категории, допускающих перегрев электроснабжения на время доставки «складского» резерва.

К ним относятся цеха Двухтрансформаторные подстанции применяем в случаях:

1. При наличии потребителей особой группы или преобладании потребителей 1-й категории;

2. Для сосредоточенный цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения;

3. Для цехов с высокой удельной плотностью нагрузки.

Двухтрансформаторные подстанции устанавливают в цехах Цеха запитываем от цеховой трансформаторной подстанции установленной в цехе Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов проводим по плотности максимальной нагрузки:

(7)

где — расчетная нагрузка цеха, кВА;

— площадь цеха, м2;

Определяем минимально возможное число цеховых трансформаторов, исходя из предположения, что в сети НН будет осуществлена полностью компенсация реактивной мощности, то есть до cosц=1, и тогда принимая S=P, находим:

(8)

где — номинальная мощность одного трансформатора, выбирается ориентировочно по плотности нагрузки у, кВА;

— коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый для нагрузок 2-й и 3-й категории равным 0.9−0.95, для 1-й 0.65−0.7;

— реактивная активная нагрузка цеха до 1кВ, кВт;

Рекомендуемая номинальная мощность цеховых трансформаторов в зависимости от плотности нагрузки приведена в табл. 5.

Табл. 5

Номинальная мощность трансформаторов Для трансформаторной подстанции N 1

Так как при трансформаторе мощность Результаты расчета числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций приведены в табл. 6.

Табл. 6.

Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций.

2.2 Определение мощности конденсаторных батарей в сети напряжением ниже 1 кВ

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана из сети высокого напряжения в сеть низкого напряжения без превышения предусмотренного значения коэффициента загрузки определяется по формуле:

(8)

гдедля нагрузок 2-й и 3-й категорий, или 0.7 для нагрузок 1-й категории.

Если расчетная реактивная нагрузка сети низкого напряжения равно, а допустимый переток реактивной мощности шины 10 кВ в сеть низкого напряжения равен, то от источников реактивной мощности низкого напряжения синхронных двигателей и конденсаторов необходимо обеспечить получение реактивной мощности:

(9)

Значение мощности уточняется при выборе стандартных комплектных конденсаторных батарей. При этом проверяем какая величина получается в сети низкого напряжения:

; (10)

Если, то следует увеличить из условия, аналогично поступаем, если

Для трансформаторной подстанции N 1

Следовательно принимаем

;

Принимаем

;

Расчет и выбор компенсирующих устройств на напряжение до 1 кВ представлены в табл. 7.

Табл. 7

Определение расчетных нагрузок цехов на стороне 1000 В с учетом мощности компенсирующих устройств Комплектные конденсаторные установки, устанавливаемые на трансформаторных подстанциях:

ТП N 1 КУ10 — 1;

ТП N 2 КУ10 — 1;

ТП N 3 КУ10 — 1;

ТП N 4 КУ10 — 1;

ТП N 5 КУ10 — 1;

ТП N 6 КУ10 — 1;

2.3 Определение расчетных нагрузок цехов (подстанций) на стороне выше 1000 В

Суммарные активные и реактивные нагрузки электропотребителей до и выше 1 кВ в целом по предприятию определяются суммированием соответвующих нагрузок всех цехов с учетом реактивной нагрузки освещения, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций.

Потери мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций рассчитываются по формулам:

(11)

(12)

где , — соответственно активные и реактивные потери мощности в трансформаторе;

 — соответственно активные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

 — соответственно ток холостого хода и напряжение короткого замыкания в %;

— коэффициент загрузки трансформатора, который определяется из соотношения:

; (13)

где — число трансформаторов;

Данные для вычисления потерь мощности в трансформаторах берем из табл. 8.

Табл. 8.

Данные принятых трансформаторов

Для цеховой трансформаторной подстанции N 1

;

Результаты расчетов сводим в табл. 9.

Таблица 9.

Расчетная нагрузка цехов, приведенные к стороне ВН

2.4 Определение расчетной нагрузки всего предприятия

Расчетная нагрузка предприятия в целом, приведенная к шинам 6−10 кВ ГПП, определяется как сумма расчетных нагрузок всех цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории предприятия, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и несовпадения максимумов силовых нагрузок различных цехов во времени:

(14)

(15)

где , — соответственно активная и реактивная расчетная нагрузка освещения территории завода, кВт, кВАр;

— коэффициент разновременности максимумов силовой нагрузки [3,с65,Г1]

Рассчитаем обобщенные по предприятию показатели:

Коэффициент использования оборудования:

; (16)

;

Коэффициент спроса

; (17)

;

Коэффициент мощности предприятия в период максимума нагрузки:

; (18)

;

3. Построение картограммы электрических нагрузок предприятия и определение их центра

Для выбора места расположения ГПП предприятия, а так же цеховых ТП, при проектировании строим картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещение на генплане предприятия окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам цехов.

Постоим картограмму активных нагрузок цехов. При этом считаем, что нагрузка равномерно распределена по площади цеха. Тогда центр круга совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех на генплане.

Радиусы окружностей определяем по формуле:

(19)

где — расчетная активная нагрузка i-го цеха, кВт;

— масштаб площади круга,

Осветительную нагрузку покажем в виде сектора внутри круга, угол которого находится из выражения:

(20)

Цифровые значения нагрузок приводим в виде дроби с кругом: в числителе указываем силовую нагрузку, а в знаменателе — осветительную.

Результаты расчета сводим в табл. 10.

Табл. 10

Расчетные данные для построения картограммы Для нахождения местоположения ГПП определим центр электрических нагрузок предприятия. Координаты центра определим из выражений:

(21),

(22)

где и — координаты центра нагрузок до 1 кВ i-го цеха, м.

Координаты центров нагрузок цехов представлены в табл. 11.

Табл. 11.

Расчетные данные для построения картограмм.

Координаты ГПП:

4. Технико-экономический анализ схем электроснабжения предприятия

Данный раздел выполняем в следующей последовательности:

Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения;

Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внутреннего электроснабжения;

Выбор оптимального варианта схемы электроснабжения предприятия.

Для выбора рациональной схемы электроснабжения предприятия необходимо рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного из них.

При числе вариантов более двух экономическая целесообразность того или иного варианта определяется по готовым расчетным затратам:

(23)

где — капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения, т. р;

(24)

где — капитальные затраты на сооружение линий, т. р;

— капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры, т. р;

— капитальные затраты на установку силовых трансформаторов, т. р;

Другие капитальные вложения сравниваемых вариантов принимаются одинаковыми.

— нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, принимаемый в энергетике 0.15;

— годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения, т. р;

(25)

где — годовые амортизационные расходы, т. р;

— годовые расходы на оплату потерь электроэнергии в элементах системы электроснабжения, т. р;

(26)

где , — норма амортизационных отчислений соответственно на аппаратуру, трансформаторы, линии, т. р;

— годовой ущерб от перерывов электроснабжения.

4.1 Технико-экономические расчеты при выборе вариантов схем внешнего электроснабжения

4.1.1 Выбор вариантов схем внешнего электроснабжения

При выборе рациональной схемы внешнего электроснабжения предприятия учитываем категорию потребителей электроэнергии, потребляемую ими мощность, особенности технологии производства, климатические условия, загрязненность окружающей среды и другие факторы.

Все предприятия в зависимости от суммарной установленной мощности могут быть условно разделены, но крупные (75−100МВт), средние (до75МВт) и малые (до 5МВт).

Данное предприятие относится к средним.

Основными источниками электроснабжения предприятия являются электростанция и сети энергосистемы.

Так как отсутствуют специальные требования к бесперебойности питания, компактное расположение нагрузки, то принимаем схему с одним общим приемным пунктом электроэнергии (ГПП). Так как есть нагрузки 1-й категории, то применяем секционные шины приемного пункта и питание каждой секции от отдельных линий.

Питание от энергосистемы осуществляем по двум линиям с установкой на подстанции на менее двух трансформаторов. Пропускная способность этих линий и трансформаторов должна обеспечить питание всех потребителей 1-й категории и основных нагрузок 2-й категории в послеаварийном режиме с учетом допустимой перегрузки при выходе из работы одного из этих трансформаторов.

В системах электроснабжения применяем глубокое секционирование всех звеньев системы от источника питания до сборных ими низкого напряжения трансформаторных подстанций.

При построении системы электроснабжения исходим из раздельной работы линий и трансформаторов, так как при этом снижаются уровни токов короткого замыкания, упрощаются схемы коммуникаций и релейной защиты.

Найдем рациональное нестандартное напряжение питающих линий по формуле:

(27)

где — расчетная активная мощность предприятия, МВт;

— расстояния от предприятия до точки подключения к источнику питания, км;

Из напряжений в ближайших пунктах электросистемы выбираем одно ниже, а другое выше величины рационального напряжения, для технико-экономического сравнения.

4.1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Главную понизительную подстанцию предприятия выполняем двухтрансформаторной. Выбор мощности трансформаторов ГПП производим на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматриваем их питания от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.

При установке на ГПП двух трансформаторов номинальная мощность каждого из них определяется по условию:

(28)

где — номинальная расчетная мощность предприятия с учетом мощности компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ;

(29)

где — мощность компенсирующих устройств напряжением выше 1кВ, кВар;

(30)

— коэффициент загрузки трансформатора, равный 0.65;

(31)

В послеаварийном режиме оставшийся в работе трансформатор проверяем на допустимую перегрузку:

(32)

Расчетная полная мощность, передаваемая от источника питания при наличии ГПП, отличается от на величину потерь мощности в силовых трансформаторах ГПП и может быть определена по формуле:

(33)

где и определяются по формулам:

Для варианта N 1

Для варианта N 2

4.1.3 Расчет технико-экономических показателей вариантов схем

Максимальный ток линии:

(34)

Для определения мощности отключаемой выключателями, намечается расчетная точка КЗ (К-1), а затем составляется схема замещения для трех фазного КЗ в точке (К — 1) и определяются параметры схемы замещения в относительных базисных единицах (при Sб и Uб).

Сопротивление системы в относительных базисных единицах.

(35)

где (36)

Sc — из расчетных показателей;

Сопротивление трех обмоточного трансформатора в относительных базисных единицах определяется по выражению:

(37)

где Uк% - напряжение короткого замыкания в процентах между обмотками, по которым протекает ток повреждения.

Суммарное сопротивление цепи от источника питания до точки КЗ К — 1.

(38)

Мощность и ток отключаемые выключателями:

(39)

(40)

Для варианта № 1 :

Мощность и ток отключаемые выключателями:

Для варианта № 2 :

Мощность и ток отключаемые выключателями:

4.1.4 Выбор сечения проводов питающих линий

Сечение проводов ВЛ выбираем минимально возможным из стандартных сечений, обеспечивающих работу проводников без перегрева выше допустимой температуры при расчетной максимальной нагрузке. При этом потери напряжения не должны превышать допустимой величины, а плотность тока в проводах должна соответствовать нормированному экономическому значению.

Выбор сечения проводов ВЛ по нагреву производится по условию:

(41)

где Iдоп — допустимая токовая длительная нагрузка на провод;

Iр — расчетная токовая нагрузка линии, равная получасовому максимуму нагрузки и определяется по формуле:

(42)

Выбор сечения проводников по экономической плотности тока производится для ВЛ напряжением с — 220 кВ. Экономическое сечение определяется из соотношения:

(43)

где Jэк — нормированное значение экономической плотности тока.

Сечение, полученное в результате расчета по экономической плотности тока, округляется до ближайшего меньшего стандартного сечения и проверяем по мере напряжения в нормальном и аварийном режиме при фактической нагрузке:

(44)

где Ip — расчетный ток линии, А;

— длина линии, км;

R0, X0 — удельное активное и реактивное сопротивление линии;

Cos, sin — соответствует коэффициенту мощности предприятия в период максимума нагрузки.

(45)

Сечение проходит по потери напряжения, если выполняется условие:

(46),

(47)

Сводим полученные данные в табл. 12.

Табл 12.

Сечения воздушной линии.

4.1.5 Расчет технико-экономических показателей питающих линий

а) Капитальные затраты.

Стоимость двух ячеек отходящей линии с выключателями В1 и В2

[4, стр. 140−146].

(48)

Стоимость сооружения воздушной линии.

(49)

где Ков, Кол — соответственно, стоимость одной ячейки выключателя и одного километра двух цепной воздушной линии, т.р.,

Суммарные капитальные затраты:

(50)

б) Эксплуатационные расходы.

(51)

где Скл — стоимость потерь электроэнергии в линиях.

Сол, Сов — стоимость амортизационных отчислений от Кл и Кв соответственно, т.р.

Потери мощности в линиях.

(52)

Потери электроэнергии в линиях.

(53)

где л — время максимальных потерь мощности в линии[2, с. 167 — 168].

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

(54)

Стоимость амортизационных отчислений.

(55)

где л в — норма ежегодных отчислений для линий и выключателей соответственно, %

л = 2,4% в = 6,4%

4.1.6 Расчет технико-экономических показателей элементов ГПП

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

(56)

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

(57)

где Кот и Коок — единичная стоимость трансформатора и одного ввода с отделителями короткозамыкателями, соответственно, т.р.

Суммарные капитальные затраты.

(58)

б) Эксплутационные расходы.

(59)

(60)

где Спт — стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, т.р.;

Сот, Соок — стоимость амортизационных отчислений от Кт и Кок, соответственно, т.р.;

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

(61)

где Р`хх, Р`кз — приведенные потери активной мощности трансформатора при ХХ и КЗ, соответственно, кВт;

(62)

(63)

где Кип — коэффициент изменения потерь, учитывающийся в пределах [0.02−0.12].

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

(64)

где Твкл — время включения трансформатора под напряжение, принимается обычно равным 8760 часов.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

(65)

Технико-экономические показатели варианта № 1.

1. Расчет технико — экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты.

Ков = 23,72 т.руб.

Кол = 13,5 т.руб.

Стоимость сооружения воздушной линии.

Суммарные капитальные затраты:

Стоимость амортизационных отчислений.

л = 2,4% в = 6,4%

Потери электроэнергии в линиях.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

б) Эксплуатационные расходы.

2. Расчет технико-экономических показателей элементов ГПП.

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

Кот = 28,7 т.р.

Коок = 26,72 т.р.

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

Суммарные капитальные затраты.

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

б) Эксплутационные расходы.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

Технико-экономические показатели варианта № 2.

1. Расчет технико — экономических показателей питающих линий.

а) Капитальные затраты.

Ков = 6,35 т.руб.

Кол = 10,7 т.руб.

Стоимость сооружения воздушной линии.

Суммарные капитальные затраты:

Стоимость амортизационных отчислений.

л = 2,4% в = 6,4%

Потери электроэнергии в линиях.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

б) Эксплуатационные расходы.

2. Расчет технико-экономических показателей элементов ГПП.

а) Суммарные затраты.

Стоимость двух трансформаторов при наружной установке.

Кот = 12,35 т.р.

Коок = 11,2 т.р.

Стоимость двух вводов с отделителями и короткозамыкателями, установленных в открытом распределительном устройстве (ОРУ).

Суммарные капитальные затраты.

Приведенные потери мощности в трансформаторах составляют:

Стоимость потерь в трансформаторах связи.

б) Эксплутационные расходы.

Суммарные ежегодные эксплутационные расходы.

4.2 Технико-экономический расчет при выборе схемы внутреннего электроснабжения

Намечаем два варианта схемы внутреннего электроснабжения:

1. Вариант. Радиальная схема.

2. Вариант. Смешанная схема.

Расчет ведем для напряжения 10 кВ. Предварительный выбор этого напряжения обусловлен тем, что он обеспечивает меньший расход цветного метала и экономию электроэнергию по сравнению с 6 кВ.

4.2.1 Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 6 — 35 кВ

Расчетные нагрузки линий распределительной сети 10 кВ для каждого варианта определяются по расчетным нагрузкам цеховых ТП со стороны ВН с учетом компенсации реактивной мощности.

Результаты расчетов нагрузок линий распределительной сети 10 кВ представлены в табл. 13.

Табл. 13.

Расчетные нагрузки линии сети.

4.2.2 Определение сечения кабельных линий распределительной сети

Выбор сечения кабельных линий распределительной сети 10 кВ производим по технологической плотности тока.

(66)

где Jэк — нормированное значение экономической плотности тока, для кабельной линии Jэк = 1.4 А/мм2.

По допустимой нагрузке и по условию нагрева.

(67)

(68)

где К1 — поправочный коэффициент, учитывающий число рядом лежащих кабелей и их взаимный нагрев.

К2 — поправочный коэффициент на температуру земли и воздуха.

Проверяем по потере напряжения.

(69)

где Ip — расчетный ток линии, А;

— длина линии, км;

R0, X0 — удельное активное и реактивное сопротивление линии;

Cos, sin — соответствует коэффициенту мощности предприятия в период максимума нагрузки.

Таблица 14

Расчетные сечения кабелей.

По допустимой нагрузке и по условию нагрева.

ГПП — ТП — 1: :

ГПП — ТП — 2: :

ГПП — ТП — 3: :

ГПП — ТП — 4: :

ГПП — ТП — 5: :

ГПП — ТП — 6: :

Проверяем по потере напряжения.

ГПП — ТП — 1:

ГПП — ТП — 2:

ГПП — ТП — 3:

ГПП — ТП — 4:

ГПП — ТП — 5:

ГПП — ТП — 6:

4.3 Расчет технико-экономических показателей вариантов схем внутреннего электроснабжения

Для сокращения расчетов исключим из рассмотрения трансформаторы цеховых ТП т.к. одинаковые элементы во всех вариантах.

Потери электроэнергии в линиях.

(70)

(71)

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

(72)

Табл. 15.

Технико экономические показатели внутреннего электроснабжения.

Потери электроэнергии в линиях.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в питающих линиях.

Табл. 16.

Высоковольтные аппараты

Табл. 17.

Трансформаторы

4.4 Экономическая оценка надежности вариантов схем электроснабжения

При проектировании и эксплуатации электроустановок важным вопросом является оценка составляемых вариантов схем электроснабжения предприятия.

Вопрос об экономической оценке надежности связан с народнохозяйственным ущербом (У), вызываемый аварийным нарушением электроснабжения. С увеличением надежности электроснабжения этот ущерб снижается, но возрастают капитальные затраты.

При параллельном соединении цепей следует иметь в виду, что системы электроснабжения имеют малое значение вероятности отказа и поэтому уже две параллельные линии от разных источников или с разными трассами являются высоконадежными (У = 0). Поэтому в электроснабжении промышленных предприятий в подавляющем большинстве случаев ограничиваются двумя параллельными линиями, состоящими каждая из общепринятых элементов (масляные выключатели, ЛЭП, трансформаторы и т. п.).

4.5 Выбор оптимального варианта схем электроснабжения

Выбор оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения производим путем суммирования приведенных затрат, результат сводим в табл. 16.

Табл. 16.

Сведение сравнения вариантов схем внешнего электроснабжения.

В результате технико — экономических расчетов принимаем схему внешнего электроснабжения завода от системы напряжением 110/10 кВ, с сооружением ГПП 110/10 кВ, и установкой трансформатора ТМ 4000/110.

4.6 Краткое описание принятой схемы электроснабжения

Внешнее электроснабжение осуществляется от районной подстанции, энергетической системы по двум ЛЭП — выполненной проводами АС — 95 подвешенной на железно-бетонных опорах .

На территории предприятия в близи границы расположена ГПП, которая состоит из ОРУ — 110 кВ, силовых трансформаторов и РУ — 10 кВ.

ОРУ — (открытое распределительное устройство) состоит: из разъединителя типа РЛНД — 2 — 110/1000, отделителя ОД — 3 — 110 т / 630, короткозамыкателя типа КЗ — 110 М.

Оборудование устанавливается на железобетонных фундаментах. Силовые трансформаторы типа ТМ 4000/110 устанавливаются на железобетонных фундаментах, они связаны с РУ 10 кВ, которое принимают наружной установки типа КРУН — 2 — 10 — 20-УЗ. Основным коммутационным аппаратом является ВМП — 10 М. Цеховые ТП устанавливают внутри цехов предприятия.

Питание ТП осуществляется от РУ — 10 кВ кабелем АСБГ, цех № 1 от ТП — 1, цех № 3 от ТП — 2, цех № 7 от ТП — 3, цеха № 2,5,9,11 от ТП — 4, цеха № 4,8,10,12 от ТП — 5 и цех № 6 от ТП 6.

4.7 Расчет токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей по условиям КЗ в проекте производится расчет токов КЗ.

Принимаются базисные условия: Sб и Uб. Тогда базисный ток определится как

Iб = Sб / (Uб), А (73)

Iб = 575 / (*117)=2,83,к, А (Для U = 110 кВ);

Iб = 575 / (*37,5)=9, кА (Для U = 35 кВ);

Iб = 575 / (*11.5)=28,86, кА (Для U = 10 кВ);

Расчет сопротивлений схемы замещения в относительных единицах при базисных условиях производится по формулам:

(74)

— сопротивление воздушной линии 110 кВ

(75)

Ом (76)

— сопротивление трансформатора ГПП

(77)

— сопротивление кабельной линии ГПП-РУ-1

(78)

(79)

Определение токов КЗ в расчетных точках производится в следующем порядке:

— сопротивление от источника питания до точки КЗ К-1

X1 = X1 + X2 + X3; r1 = r2, (80)

X1 = 1,45 + 182,46+ 9,6=193,51

r1 = 231,868 Ом

Ом

если r1 < X1, то активным сопротивлением линии пренебрегают; начальное значение периодической слагающей тока КЗ

I" = Iб / Z1, (81)

I" = 28,86 / 302=95,56, A

ударный ток КЗ

iy = Ky. I", (82)

где Ky — ударный коэффициент, принимаемый по справочным данным или рассчитанный по выражению:

(83)

iy = 1.72. 95,56 = 232.44, A

— наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период от начала процесса КЗ

(84)

— мощность трехфазного к.з. для времени

Sкз. =. Sс / Z1; , (85),(86)

Sкз. =575 000/302 = 1903, кВА ;

Выбираем выключатель :

Для выключения после цеховой ТП.

Для U = 35 кВ: ВМП — 35П; Uн = 35 кВ; Iн = 1000 А;

Для U = 110 кВ: У- 110 — 2000Б — 50; Uн = 110 кВ; Iн = 1000 А;

4.8 Выбор аппаратуры высокого напряжения

А). Выбор выключателей Q и Q по номинальным данным; Uн = 110 кВ.

Выбираем выключатель: МКП — 110Б — 1000/630 — 20;

Б). Выбор разъединителей по номинальным данным :

Выбираем разъединитель РЛНО — 110 Л / 1000.

В). Выбор отделителей по номинальным данным:

Выбираем отделитель ОДЗ — 2 — 110 М /1000.

Г). Выбор короткозамыкателя по номинальным данным :

Выбираем короткозамыкатель КЗ 110 М.

Табл. 17.

Сравнение расчетных и каталожных данных вариантов аппаратуры.

В качестве ОРУ принимаем шкафы типа с наружной установкой КРУН — 2 — 10 — 20 — УЗ.

4.9 Решение по конструктивному выполнению, компоновке ГПП

ГПП состоит из ОРУ 110 кВ, силовых трансформаторов, РУ — 10 кВ, ОРУ состоит из РЛНО, ОДЗ, КЗ; оборудование устанавливают на железобетонных фундаментах. Силовые трансформаторы типа — ТМТ 4000/110 установлены на фундаментах на открытом воздухе. Основными коммутационными аппаратами является ВМ — 10. В ОРУ 110 кВ, ошиновку выполняют проводами АС.

5. Электроснабжение РМЦ

5.1 Планировка цеха и размещение технологического оборудования

В соответствии с заданной площадью цеха, его технологического оборудования и его взаиморасположение с другими цехами, составим планировку цеха по отделениям. Распределение общей площади цеха между отделениями должно обеспечить рациональное размещение их технологического оборудования. Планировка цеха рис. 3. графической части.

5.2 Краткая характеристика производственной среды

Сведения о среде производственных помещений следует представить в табл. 18:

Табл. 18.

Краткая характеристика производственной среды.

5.3 Краткая характеристика электроприемников цеха, требование к надежности их электроснабжения, выбор рода тока и напряжения

Питание электроприемников производится трехфазным переменным током, напряжением 380 В.

Сведение о степени бесперебойности электроснабжения электроприемников цеха представим в табл. 19.

Табл. 19.

Сведение о степени бесперебойности электроснабжения электроприемников цеха

5.4 Определение мест установки пунктов питания для групп приемников цеха, выбор схемы, способа выполнения питающей сети цеха

Выбор принципиальной схемы внутрицеховой сети, производим с учетом характера среды помещения, категории надежности электроснабжения, равномерности размещения технологического оборудования в цехе.

Внутрицеховые сети выполняются по радиальной схеме. Приемники электроэнергии распределяются по шинопроводам (ШРА) следующим способом:

а). ШРА1 — механическое отделение;

б). ШРА2 — кузнечное и гальваническое отделение;

в). ШРА3 — сварочное и слесарно-сборочное отделение;

Ответвления от ШРА к приёмникам выполняется кабелем АППВ с прокладкой в тонкостенных стальных трубах в полу. Питание приемников перемещающихся подъёмно — транспортных устройств (кран — балки) выполняется гибким кабелем ГРШС.

5.5 Выбор сечения кабеля к каждому потребителю

Сечение кабеля выбираем по расчетному току:

(87)

(88)

где Sp — полная расчетная мощность, кВА;

Jэк — экономическая плотность тока, для кабеля Jэк = 1.4 А/мм2;

(89)

(90)

Полученные данные заносим в табл. 20.

Таблица 20

Выбор сечения кабеля к каждому потребителю

Табл. 21.

Нагрузки по пунктам питания

5.6 Выбор сечений питающих линий

Для выбора сечения линий, коммутационной и защитной аппаратуры, питающей сети определяем расчетные нагрузки по пунктам питания, участкам линий.

Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств по каждой линий из соотношения:

(91)

где Pp, tg — активная мощность силовой нагрузки и коэффициент мощности из таблицы ;

tg нн — определяется из условия cosнн = 0.85;

tg нн = tg (arccos (0.85))=0.62

Выбор сечений шинопровода, тип кабеля по условию допустимого нагрева и потери напряжения (приняв допустимые потери в аварийном режиме в размере 5%).

Определяем рабочий ток линии по формуле.

где Sp — Полная потребляемая мощность, кВА;

Uп — номинальное напряжение, В;

Рассчитываем сечение кабеля по формуле:

(92)

где Ip — рабочий ток, А;

Jэк — экономическая плотность тока, для кабеля Jэк = 1.4 А/мм2;

Расчеты сводим в таблицу 3.4:

Табл. 22.

Сечение линий и типы шинопроводов.

Принимается защита от токов КЗ питающих сетей РМЦ плавкими предохранителями. Для радиальных линий, питающих группы приемников, номинальный ток плавких вставок Iпв предохранителей выбирается :

;; (93)

где Iр — расчетный ток линии, А;

Iпик — пиковый ток, А;

(94)

где Кп — кратность пускового тока по отношению к номинальному;

Iном.мах — номинальный ток того двигателя, у которого пусковой ток является наибольшим.

5.7 Выбор схемы способа прокладки проводов и кабелей распределительной сети

Выбор распределительной схемы, аппаратуры защиты и управления выполняется для гальванического отделения. Расчет распределительной сети приведен в таблице.

Табл. 23.

Распределительные сети, аппаратура, зашиты и управления

6. Светотехнический и электрический расчет освещения

Расчет освещенности производим по методу коэффициента использования светового потока, зависимого от характеристики принятого светильника, размеров помещения, окраски стен и потолка.

Принимаем к установки лампы ДРЛ в светильниках ГХР. Наименьшая освещенность 75 лк.

Определяем индекс помещения:

(95)

где А, В — длинна и ширина помещения, определяемые по плану цеха, м;

Н — расчетная расположения светильников над рабочей поверхностью, м;

(96)

где Нц — высота цеха, Нц = 7.5 м ;

Нс — величина свеса светильника, Нс = 0.5 м ;

Нр — величина рабочей поверхности, Нр = 1 м ;

Определяем необходимое число светильников:

(97)

где E — минимальная освещенность, рекомендуемая ПУЭ, Е = 75 лк;

k — коэффициент запаса, k = 1.5;

S — площадь помещения, м2;

Fл — световой поток лампы, лк;

— коэффициент исполнения светового потока;

Для каждого отделения определяем индекс помещения и заносим полученные значения в табл. 24.

Установленная мощность ламп освещения равна:

(98)

где Рном.л. — номинальная мощность лампы, кВт;

Табл. 24.

Выбор ламп освещения РМЦ В помещениях типа коридоры, туалеты, курилки пронимаем лампы типа ДРЛ-80 со световым потоком 2000 лк, во всех остальных помещениях принимаем лампы типа ДРЛ-400 со световым потоком 14,4 клк.

7. Расчет показателей качества электроэнергии в сети проектируемого завода

Показателями качества электроэнергии при питании электроприемников от электрических сетей трехфазного тока является: отклонение частоты отклонение напряжение размах колебаний частоты, размах колебаний напряжения коэффициент искажения синусоидальной кривой напряжения, коэффициент обратной последовательности напряжения.

Из всех показателей качества электроэнергии отклонение напряжения вызывает наибольший материальный ущерб. Выполняем расчет отклонения напряжения для цепочки линии от шин до зажимов. Наиболее мощного электроприемника для режима Мах и MIN нагрузок. Так как в основных цехах электроприемники не заданны сделан расчет для наиболее мощного электроприемника в РМЦ.

Согласно ПУЭ, для силовых полей отклонение напряжения от номинального должно составлять 5%. Расчет отклонения напряжения начинаем с составления цепочки, для которой должно быть проверено отклонение напряжения, начиная с шин центра питания РУ — 10 кВ и кончая проверяемым электропотребителем.

Расчет потерь напряжения в различных элементах выбранной точки выполняем по формулам.

(99)

где Кз — коэффициент загрузки трансформатора;

Ua, Up — соответственно активная и реактивная составляющие напряжения:

(100)

(101)

COS; SIN — коэффициент мощности вторичной нагрузки трансформатора с учетом установки КУ.

Для линии

(102)

Где Pл и Qл — соответственно величины активной и реактивной мощности направленных по расчетному участку в рассматриваем режиме.

r и х — соответственно активное и индуктивное сопротивление данного участка сети; ОМ/км;

U1 — напряжение, а начале питающей сети, кВ.

Отклонение напряжение V от номинального для любой точки сети определяем из выражения :

V = Vцп + *Uт — U% (103)

Где Vцп — отклонеие напряжения в центре питания;

Uт — «добавка» создаваемая трансформатором;

U — сумма потерь напряжения до какой либо точки сети начиная с центра питания.

РУ — 10 кВ ГПП. Центр питания.

Расчет отклонений напряжений представим в табл. 25

Заключение

В результате расчета были получены необходимые обобщающие показатели по всему предприятию, коэффициент мощности на предварительной стадии расчета получился равным 0.89. Следующим этапом являемся выбор схемы внешнего электроснабжения в результате которого была принята схема электроснабжения напряжением 110 кВ, с сооружением ГПП 110/35 кВ. После этого была выбрана схема Внутреннего Электроснабжения, которая представляет собой смешанную схему, как и единственную удовлетворяющую требованиям надёжности электроснабжения. Далее были рассчитаны токи КЗ, выбрано аппаратура высокого напряжена, и был произведен выбор конструктивного исполнения ГПП. На следующем этапе произведен расчет РМЦ, включающий в себя силовой и светотехнического расчета. На последнем этапе была произведена оценка качества электроэнергии в сети проектируемого предприятия, при этом падения напряжения не превысили допустимых значений.

Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. — 6-е изд. перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 648 с.

Мукосеев Ю. Л. Электроснабжение промышленных предприятий. — М.: Энергия, 1973. — 584 с.

Справочник по электроснабжению промышленных предприятий/ Под общей редакцией А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. — М.: Энергия, 1973.-Кн.1−2.

Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети/ Под общей редакцией А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. — 2-е изд. перераб. и доп. — М.: Энергия, 1980. — 575 с.

Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация/ Под общей редакцией А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского.- 2-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергоиздат, 1981. 624 с.

Справочник по проектированию электроснабжения/ Под редакцией В. И. Круповича и др. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергия, 1980. — 456 с.

Кнорринг Г. М. Справочник для проектирования электрического освещения. 6-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергия, 1968. — 991 с.

Кнорринг Г. М. Осветительные установки. -Л.: Энергоиздат, 1981.-288 с.

Справочная книга для проектирования освещения/ Под редакцией Г. М. Кнорринга. -Л.: Энергия.- 1976.

Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях. — М.: Энергия.- 1974.

Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей/ Под редакцией В. М. Блок. — М.: Высшая школа, 1981. — 304 с.

Электрооборудование промышленных предприятий. Часть вторая/ Я. М. Бунич, А. Н. Глазков, К. А. Кастовский. — М.: Стройиздат, 1981. — 392 с.

Ермилов А. А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергия, 1976. — 368 с.

ГОСТ 13 109–87. Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения. — М.: Издательство стандартов, 1989. — 20 с.

Электротехнический справочник. Т.1. Общие вопросы. Электротехни-ческие материалы/ Под ред. В. Г. Герасимова и др. — 7-е изд., испр. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 488 с.

Электротехнический справочник. Т.2. Электротехнические изделия и устройства./Под ред. В. Г. Герасимова и др.-М.:Энергоатомиздат, 1986.-712 с.

Электротехнический справочник. Т.3. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии/ Под общ.ред.В. Г. Герасиомва и др. — 7-е изд., испр. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 880 с.

Электротехнический справочник. Т.3. Кн.2. Использование электрической энергии/ Под общ. ред. В. Г. Герасимова и др. — 7-е изд., испр. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 616 с.