Распределение электроэнергии по территории предприятия

Задание проекта В состав курсового проекта входят расчетно-пояснительная записка и графическая часть (чертежи).

Объем расчетно-пояснительной записки составляет 30−40 страниц формата А4 и включает в себя:

— определение расчетных нагрузок корпусов и предприятия в целом;

— составление картограммы нагрузок и выбор места расположения главной понизительной подстанции (ГПП) и, при необходимости, распределительных пунктов (РП-10 кВ);

— выбор числа и мощности трансформаторов ГПП;

— составление схемы электрических соединений ГПП;

— выбор режимов работы нейтралей трансформаторов ГПП;

— определение сечения воздушных линии (ВЛ) 110 кВ, питающих предприятие;

— расчет токов короткого замыкания (КЗ);

— выбор оборудования распределительных устройств ГПП и оценка минимально допустимого по термической стойкости к токам КЗ сечения отходящих кабельных линий;

— выбор типа, числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций (ТП), количества ТП в каждом корпусе и места их расположения;

— составление схемы распределения электроэнергии по территории предприятия на напряжении 10 кВ;

— выбор компенсирующих устройств на напряжении до и выше 1 кВ;

— выбор сечений кабельных линий 10 кВ.

Графическая часть курсового проекта включает в себя два чертежа формата А1:

— генеральный план предприятия с картограммой нагрузок, указанием центра электрических нагрузок (ЦЭН), мест расположения ГПП, ТП и трасс ВЛ-110 кВ и кабельных линий 10 кВ;

— однолинейную схему электроснабжения предприятия.

Правила оформления курсового проекта должны соответствовать требованиям действующих ГОСТ и ЕСКД.

Исходные данные для проектирования Распределение нагрузок (%) по категориям надежности электроснабжения Таблица 1.

Установленные мощности (Руст, кВт) электроприемников (ЭП) корпусов Таблица 2.

Коэффициенты использования (kи) по корпусам предприятия Таблица 3.

Коэффициенты реактивной мощности (tg) по корпусам предприятия Таблица 4.

Максимально допустимая энергоснабжающей организацией реактивная нагрузка Qmax на вводах 10 кВ ГПП в часы максимума Таблица 5.

Для всех корпусов эффективное число электроприемников (ЭП) принять nэ > 50. По площади корпусов вся нагрузка распределена равномерно. Число часов использования максимума нагрузки предприятия Тм = 3800 ч/год.

Источник питания — шины 110 кВ районной подстанции.

Мощность КЗ SКЗ на шинах 110 кВ районной подстанции Таблица 6.

Длина трассы ВЛ-110 кВ от районной подстанции до предприятия Таблица 7.

Внешнее электроснабжение выполнить двухцепной ВЛ-110 кВ.

Расположение районной подстанции относительно предприятия Таблица 8.

Расположение районной подстанции относительно предприятия а).

Рис. 1 Ситуационный план предприятия (расположение корпусов).

1. Определение расчетных нагрузок корпусов и предприятия.

1.1 Определение средних нагрузок корпусов за максимально загруженные смены.

Pсм i = kи i · Руст i (1).

Qсм i = tg? i · Pсм i (2).

где: Pсм i и Qсм i — средние нагрузки за максимально загруженные смены;

i = 1 … 12.

Ниже приведен расчет для 1-го цеха, для остальных цехов расчет производим идентично. Полученные данные расчетов заносим в табл. 9.

Pсм 1 = kи 1· Руст 1= 0,49 · 4000 = 1960 кВт.

Qсм 1 = tg ?1 · Pсм 1= 0,87 · 1960 = 1705,2 кВар

1.2 Определение расчетных нагрузок корпусов.

Pр i = Кр · Рсм i (4).

Qр i = Кр · Qсм i (5).

где: Кр — коэффициент расчетной активной нагрузки на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторов;

Кр — коэффициент расчетной реактивной нагрузки на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторов. В курсовом проекте примем Кр = Кр.

Так как эффективное число приемников n >50, следовательно при KИ < 0.5, KР = 0.7; при KИ > 0.5, KР = 0.8. (Таблица 3).

Pр 1=Кр · Рсм 1 = 0,75 · 1960 = 1470 кВт;

Qр 1 = Кр · Qсм 1 = 0,75 · 1705,2 = 1278,9 кВар

1.3 Определение расчетной нагрузки для выбора цеховых трансформаторов.

(6).

где S рi — полная расчетная нагрузка i-го цеха.

кВА;

1.4. Определение потерь в цеховых трансформаторах и цеховых сетях.

?Рц 0,03 · Sр i (7).

?Qц 0,1 · Sр i. (8).

где: ?Рц, ?Qц — потери мощности в цеховых трансформаторах и цеховых сетях.

?Рц =0,03 · Sр i = 0,03 · = 58,44 кВт.

?Qц =0,1 · Sр i.= 0,1 · = 194,79 кВар

1.5. Определение полной расчетной мощности силовой нагрузки.

Pр10 = Ко (Рр i + ?Рц); (9).

Qр10 = Ко (Qр i + ?Qц) (10).

где: Ко — коэффициент одновременности максимумов, зависящий от коэффициента использования Ки по предприятию в целом;

Величина коэффициента Ки рассчитывается по формуле.

(11).

При Ки < 0,5 Ко =0,8.

Pр10 = Ко (Рр i + ?Рц)= 0.8· (30 547,94+1259,49)= 25 445,9 кВт.

Qр10 = Ко (Qр i + ?Qц)= 0.8· (24 258,5+4198,3)= 22 765,4 кВар

(12).

кВА Таблица 9.

2. Выбор места расположения ГПП.

2.1 Построение картограммы электрических нагрузок цехов.

Картограмму нагрузок строим на чертеже плана предприятия в масштабе 1:5000.

Центры электрических нагрузок цехов находятся в их центре, т.к., по условию, вся нагрузка распределена равномерно по площади корпусов. Обозначаем их на чертеже крестиком.

Для построения картограммы нагрузок выбираем масштаб m = 2.

Находим радиусы картограммы нагрузки каждого цеха:

. (13).

= 15 мм, для остальных цехов находим аналогично, полученные значения заносим в табл. 10.

Пользуясь найденными значениями радиусов, на чертеже описываем окружности вокруг центров электрических нагрузок соответствующих цехов.

2.2 Определяем координаты центра нагрузок всего предприятия Снимаем координаты центров электрических нагрузок относительно начала осей координат X и Y — x, мм и y, мм и заносим полученные результаты в табл.10. В эту же таблицу вносим значения расчетных нагрузок цехов РРАСЧ (из табл. 9).

Таблица 10.

Координаты центра электрических нагрузок предприятия вычисляются по формулам:

(14).

. (15).

Находим произведения расчетных нагрузок цехов на координаты x и y.

Рр 1 · x1 = 1470 · 390 = 573 300 кВ· А · мм;

Рр 1 · y1 = 1470 · 613 = 90 110 кВ· А · мм;

Для остальных цехов расчеты идентичные.

Координаты центра нагрузок предприятия:

Площадка ГПП наносится в масштабе на ситуационный план предприятия. Ориентировочные размеры открытых распределительных устройств комплектных блочных двухтрансформаторных подстанций напряжением 110/10 кВ составляют 30×40 м.

2.3 Местоположение ГПП Располагаем ГПП рядом с цехом № 12 (расположение показано на чертеже). Это позволяет разместить ГПП недалеко от центра электрических нагрузок, позволяет напрямую подвести ВЛ-110 кВ со стороны районной подстанции (справа от предприятия), сократить протяженность распределительных сетей 10 кВ, уменьшить расход проводникового материала, снизить потери электрической энергии.

3. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП.

3.1 Выбор количества трансформаторов.

В цехах предприятия большинство потребителей первой и второй категории. Следовательно, в соответствии с ПУЭ [1], должно быть не менее двух независимых источников питания. Двухтрансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с большим числом трансформаторов. Исходя из этого, принимаем к установке 2 трансформатора. Применим трансформаторы с масляным охлаждением. Номинальная мощность каждого трансформатора ГПП, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции. Поэтому при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей с допустимой аварийной перегрузкой.

3.2 Выбор мощности трансформаторов.

В послеаварийном режиме (при отключении 1-го трансформатора) для надежного электроснабжения потребителя предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора, может быть отключена.

Мощность трансформатора необходимо выбирать с таким расчетом, чтобы его загрузка соответствовала наиболее экономичному режиму, который в значительной степени зависит от стоимости потерь электроэнергии.

В послеаварийном режиме для трансформаторов допускаются перегрузки в зависимости от охлаждения и эквивалентной температуры окружающего воздуха, а также от продолжительности работы с перегрузкой в течение суток. Эти перегрузки определяются по паспорту, а более точно — по суточным графикам нагрузки за характерные сутки (зимние и летние). При проверке загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме следует иметь в виду, что на период ликвидации аварии разрешается отключать часть потребителей 3 категории.

Номинальная мощность трансформатора на подстанции, с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется по выражению.

(16).

где Sр10 — расчетная полная нагрузка на стороне 10 кВ трансформаторов ГПП; k1,2 — коэффициент участия в нагрузке потребителей 1 и 2 категорий; kп = 1.4. — коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформаторов.

Коэффициент k1,2 определяется по следующей формуле.

(17).

Расчет нагрузок сведен в таблицу 10.

Таблица 10[ 1 ] c 126.

кВА Выбираем ближайший больший по стандартной мощности трансформатор

МВА Данные трансформатора с ближайшей стандартной мощностью представлены в таблицу 11.

Таблица 11 [ 5 ] c 149.

Это трехфазный двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения, с масляным охлаждением, с дутьем и естественной циркуляцией масла, с РПН, номинальной мощностью 25 000 кВ· А, класса напряжения 110 кВ.

4. Схема электрических соединений ГПП Подстанции 35−110 кВ следует проектировать преимущественно комплектными, заводского изготовления, блочной конструкции. Распределительные устройства (РУ) 35 кВ и выше рекомендуется выполнять открытого типа. РУ 6−10 кВ можно выполнять из комплектных шкафов наружной установки (КРУН). РУ 6−10 кВ закрытого типа следует применять: в районах, где по климатическим условиям не могут быть применены КРУН; в районах с загрязненной атмосферой; при числе шкафов более 25.

Для ограничения токов КЗ следует предусматривать раздельную работу трансформаторов ГПП. При мощности трансформатора 25 МВА и более применяется расщепление его вторичных обмоток. При недостаточности указанных мер на вводах 10 кВ устанавливаются токоограничивающие реакторы.

Закрытые РУ 35−220 кВ следует применять в районах с загрязненной атмосферой, со стесненной городской и промышленной застройкой, а также в суровых климатических условиях при соответствующем технико-экономическом обосновании.

Большую часть подстанций промышленных предприятий выполняют с открытыми РУ 110 кВ и закрытыми РУ 6−10 кВ.

При выборе схем подстанций следует отдавать предпочтение схемам без сборных шин.

Если подстанция проходная (транзитная) следует применять схему с рабочей и ремонтной перемычками (рис. 6.1, б). По рабочей перемычке с выключателем QB осуществляется транзит мощности. При выполнении ремонтных работ на этом выключателе транзит мощности осуществляется через ремонтную перемычку с разъединителями QS1 и QS2.

б) Рис. 2. Типовая схема подстанции без сборных шин на стороне высшего напряжения (убрать перемычку Q).

5. Режимы работы нейтралей трансформаторов ГПП Сети напряжением 110 кВ работают с эффективно заземленной нейтралью. Поэтому нейтрали трансформаторов ГПП на стороне 110 кВ соединяются с землей через заземляющий разъединитель. Режим заземления или разземления нейтрали трансформаторов определяется диспетчером энергосистемы.

Сети 10 кВ работают с изолированной или компенсированной (заземленной через индуктивность) нейтралью. Режим компенсированной нейтрали принимается при токе однофазного замыкания на землю, превышающем 20 А. Величина этого тока в амперах для кабельной сети 10 кВ ориентировочно может быть оценена как.

(18).

где U — номинальное напряжение сети, кВ; lК — суммарная длина электрически связанных кабельных линий, км.

В курсовом проекте по ситуационному плану следует ориентировочно оценить суммарную длину кабельной сети и выбрать режим нейтрали на стороне 10 кВ.

6. Определение сечения воздушных ВЛ-110 кВ.

6.1 Потери мощности в трансформаторах ГПП определяются их нагрузкой Sр10 и паспортными данными.

(19).

(20).

где , — Потери мощности в трансформаторах ГПП.

6.2 Расчетная нагрузка на стороне 110 кВ трансформаторов.

(21).

где — Расчетная нагрузка на стороне 110 кВ трансформаторов.

6.3 Ток нормального режима в каждой цепи ВЛ 110 кВ.

А. (22).

где — Ток нормального режима в каждой цепи ВЛ 110 кВ Для ВЛ напряжением выше 1 кВ применяются, как правило, сталеалюминиевые провода.

Сечение проводов ВЛ 110 кВ выбирается по экономической плотности тока (табл. 8), в соответствии к которой экономическое сечение провода.

мм2. (23).

мм2.

Таблица 12[ 1 ] c 130.

Принимаем для ВЛ сталеалюминевые провода АС-120/19. Допустимый длительный ток для провода АС-120 составляет 390 А. При отключении 1 цепи ВЛ в послеаварийных режимах или ремонтных режимах ток в цепи составит.

IВЛ па =2IВЛ = 180,2 А Выбранное сечение должно удовлетворять следующим условиям:

q > qкор (24).

где q — расчетное сечение провода ВЛ 110 кВ.

qкор — минимально допустимое по условию коронирования сечение провода ВЛ 110 кВ, составляет qкор = 70 мм² 3.

120 > 70.

q > qмех (25).

где qмех — минимально допустимое по условию механической прочности сечение провода зависит от района по гололеду. Для двухцепных линий qмех=120 мм2.

120 = 120 мм².

Iд > IВЛ па (26).

где IВЛ па — ток послеаварийного (ремонтного) режима.

390 > 180,2 А После выбора сечения провода следует указать его марку и из справочной литературы привести паспортные данные:

Таблица 13 [ 8 ] c. 356.

Где r0 — погонное активное сопротивление провода, Ом/км;

x0 — погонное реактивное сопротивление провода, Ом/км;

b0 — погонная емкостная проводимость провода, См/км;

Iд — допустимый длительный ток, А.

7. Расчет токов КЗ Расчет токов КЗ выполняется в предположении, что ни в одном из режимов параллельная работа элементов схемы электроснабжения не предусматривается.

Расчетная схема включает в себя питающую систему С, линию электропередачи W, трансформатор Т (рис. 3, а). Для проведения расчетов составляется схема замещения (рис. 3, б), в которой элементы расчетной схемы представлены ЭДС системы ЕС и сопротивлениями ZС, ZW и ZТ. Расчетные точки КЗ (К1 и К2) указаны на рис. 3.

а) б) Рис. 3. Расчетная схема (а) и схема замещения (б).

7.1 Выбор базисных условий Поскольку схема охватывает две ступени напряжения, расчеты целесообразно выполнять в относительных базисных единицах (о.е.). В качестве независимых базисных величин выбираются базисная мощность Sб и базисное напряжение Uб.

Базисная мощность выбирается из соображений возможного сокращения вычислительной работы. Здесь целесообразно принимать значения 100, 1000 MBА и т. д., мощность SКЗ на шинах районной подстанции или номинальную мощность трансформатора ГПП.

Базисное напряжение рекомендуется принимать равным среднему номинальному значению на каждой ступени напряжения Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ.

Базисные значения токов, кА, рассчитываются по выражениям:

(27).

(28).

7.2 Сопротивления схемы Система:

(29).

(30).

Линия:

(31).

(32).

Трансформатор с расщеплением вторичной обмоткой:

(33).

(34).

где 3,5 — коэффициент расщепления.

Суммарные сопротивления цепи до точки К1:

х1 = хС + хW (37).

х1 = хС + хW = 1+ 0.36 = 1.36.

r1 = rС + rW (38).

r1 = rС + rW = + = 0.224.

(39).

Суммарные сопротивления цепи до точки К2:

х2 = хС + хW + хТ (40).

х2 = 1+ 0.36 +7.87 = 9.23.

r2 = rС + rW + rТ (41).

r2 = + + 0.096=0.32.

(42).

Для оценки влияния на ток КЗ активных сопротивлений следует вычислить отношения и. При условии активным сопротивлением при расчете тока КЗ можно пренебречь.

7.2 Токи КЗ Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точках К1 и К2, кА,.

(43).

(44).

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока К3, с,.

(45).

(46).

Ударный коэффициент.

(47).

(48).

Ударный ток К3, кА.

(49).

(50).

8. Выбор оборудования распределительных устройств Аппараты и проводники электроустановок должны соответствовать окружающей среде и роду установки, иметь необходимую прочность изоляции, выдерживать токовую нагрузку длительного режима и токи КЗ, удовлетворять требованиям технико-экономической целесообразности и др.

8.1 Выбор выключателей на напряжение 110 кВ Таблица 13.

Выбор и проверка выключателей осуществляется:

1. По номинальному напряжению установки:

Uном? Uном уст где Uном — номинальное напряжение аппарата;

Uном уст — номинальное напряжение электроустановки, в которой используется аппарат.

110 кВ = 110 кВ.

2. По наибольшему току длительного режима:

Iном? Imax.

где Iном — номинальный ток аппарата, приводимый в справочных или каталожных данных;

Imax — наибольший длительный ток аппарата, определяемый по условиям послеаварийного или ремонтного режима.

2500 А > 180,2 А.

3. По отключающей способности периодической составляющей тока К3:

Iном откл > Iп, (51).

где Iном откл — номинальный ток отключения выключателя, приводимый в справочных или каталожных данных выключателя;

Iп — действующее значение периодической составляющей расчетного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя.

Для систем электроснабжения в большинстве расчетных случаев можно принять Iп = Iп0.

40 кА > 3,64 кА.

4. По отключающей способности полного тока КЗ (суммы апериодической и периодической составляющей):

I2термtтерм > Вк (52).

где Iтерм — ток термической стойкости; tтерм — время протекания тока термической стойкости; Вк — расчетный тепловой импульс тока КЗ.

Параметры Iтерм и tтерм принимаются по справочным данным выключателя. Тепловой импульс вычисляется по формуле.

Вк = Iп02 [tк + Ta], (53).

Защита трансформаторов цеховых ТП осуществляется, как правило, высоковольтными плавкими предохранителями типа ПКТ, время срабатывания которых при КЗ составляет tпп = 0,02−0,04 с.

Для каждой n-й вышерасположенной защиты к времени tпп следует добавить ступень селективности? t = 0,3 с. В общем случае.

tзащ = tпп + n? t.

I2термtтерм = 402*3=4800 кА2*с.

Вк=9,1 кА2· с.

tзащ = 0.04 + (2?0.3) = 0.64.

tк = 0.64 + 0,03= 0.67 сек.

где tк = tзащ + tc. в — время протекания тока КЗ, состоящее из времени действия релейной защиты tзащ и собственного времени отключения выключателя tc.в.

5. По электродинамической стойкости к току К3:.

iдин > iу (54).

где iу — расчетный ударный ток КЗ;

iдин — амплитудное значение тока динамической стойкости, принимаемое по справочным или каталожным данным выключателя.

102 кА > 8.24 кА Выбранный выключатель ВГТ-110−40/2500У1 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.

8.2 Выбор выключателей на напряжение 10 кВ Таблица 14.

Выбор и проверка выключателей осуществляется:

1. По номинальному напряжению установки:

Uном? Uном уст.

10 кВ = 10 кВ.

2. По наибольшему току длительного режима:

Iном? Imax.

= 2023А.

2500 А > 2023А.

3. По отключающей способности периодической составляющей тока К3:

Iном откл > Iп, (55).

31 500 А > 5 95 А.

4. По отключающей способности полного тока КЗ (суммы апериодической и периодической составляющей):

I2термtтерм > Вк (56).

I2термtтерм = 31,52*3=2976 кА2*с Вк=27,6 кА2· с.

tзащ = 0.04 + 0.3 = 0.34.

tк = 0.34 + 0,09= 0.35 сек.

5. По электродинамической стойкости к току К3:.

iдин > iу (57).

81 кА > 15,9 кА Выбранный выключатель ВБЧЭ-10−31,5/2500 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.

8.3 Выбор разъединителей на стороне 110 кВ Таблица 15.

1. По номинальному напряжению установки:

Uном? Uном уст.

110 кВ = 110 кВ.

2. По наибольшему току длительного режима:

Iном? Imax.

1000 А > 180,2 А.

3. По термической стойкости:

I2термtтерм > Вк (58).

Защита трансформаторов цеховых ТП осуществляется, как правило, высоковольтными плавкими предохранителями типа ПКТ, время срабатывания которых при КЗ составляет tпп = 0,02−0,04 с. Для каждой n-й вышерасположенной защиты к времени tпп следует добавить ступень селективности? t = 0,3 с. В общем случае tзащ = tпп + n? t.

tзащ = 0.04 + (2?0.3) = 0.64.

tк = 0.64 + 0,03= 0.94 сек.

где tк = tзащ + tc. в — время протекания тока КЗ, состоящее из времени действия релейной защиты tзащ и собственного времени отключения выключателя tc.в.

I2термtтерм = 31,52*3=2976 кА2*с.

I2термtтерм = 31,52*1=992 кА2*с Вк=9,1 кА2· с.

5. По электродинамической стойкости к току К3:.

iскв > iу (59).

80 кА > 8.24 кА Выбранный выключатель РДНЗ-110(Б)/1000(н)УХЛ1удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.

8.4 Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ Таблица 16.

S2 =.

S2 =.

Таблица 17.

Выбранный ТН НОГ-110 II УХЛ1удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.

8.5 Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ Таблица 18.

Вторичная нагрузка ТА Таблица 19.

Выбор сечения проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГ 4.

Выбранный ТА ТГФ-110 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.

8.6 Выбор трансформатора тока на стороне 10 кВ Таблица 20.

Вторичная нагрузка ТА.

Таблица 21.

Выбор сечения проводов:

Принимаем контрольный кабель КВВГ 2,5.

Выбранный ТА ТЛШ10-У3 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.

8.7 Определение минимально-допустимого по термической стойкости токов К3 сечения кабельных линий 10 кВ.

Считая, что за сопротивлением xС система бесконечной мощности, принимаем, что периодическая составляющая тока К3 неизменна во времени.

Определяем минимально-допустимое сечение по термической стойкости отходящих кабелей по выражению:

мм2 (48).

где — параметр, зависящий от материала проводника: для кабелей напряжением 10 кВ с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией 90.

= 64.7 мм2.

Так как qтер min > 50, то выбираем ближайшее стандартное сечение 70 мм².

Отходящие от ГПП кабели 10 кВ не могут быть меньше этого сечения.

9. Выбор цеховых трансформаторов При выборе цеховых трансформаторов определяют их тип, номинальную мощность, количество и место размещения.

При наружной установке применяют масляные трансформаторы, для внутренней установки также преимущественно рекомендуется их использование. Сухие трансформаторы применяются в электроустановках, где требуется экологическая и пожарная безопасность, на отметках выше первого этажа.

Ориентировочно выбор единичной мощности цеховых трансформаторов корпуса может производиться по удельной плотности нагрузки (кВА/м2) и полной расчетной нагрузке (кВА) этого корпуса.

При суммарной нагрузке более 3000… 4000 кВА и удельной плотности 0,2 … 0,5 кВА/м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью 1600 кВА; при плотности нагрузки более 0,5 кВА/м2 — трансформаторы 2500 кВ. А, при плотности нагрузки ниже 0,2 кВА/м2 — трансформаторы 630−1000 кВА.

Для удобства эксплуатации, резервирования и взаимозаменяемости число типоразмеров трансформаторов на одном предприятии следует принимать не более трех. Поэтому цеха с небольшой нагрузкой следует питать на напряжении 0,4 кВ от ТП рядом стоящих цехов большой мощности.

Для питания потребителей с электроприемниками 1 и 2 категорий надежности применяются двухтрансформаторные ТП.

При выбранном типе и единичной мощности цеховых трансформаторов число их в каждом корпусе зависит от степени компенсации реактивной мощности в сетях напряжением до 1 кВ и коэффициента загрузки kз, значение которого для двухтрансформаторных подстанций следует принять kз = 0,7…0,8.

Число трансформаторов в каждом корпусе при практически полной компенсации реактивной мощности в сети напряжением до 1 кВ (Nmin) и при отсутствии такой компенсации (Nmах) определяется следующим образом:

Полученные величины Nmin и Nmах должны быть округлены до ближайшего большего целого числа.

Выбор оптимального количества трансформаторов N осуществляется, в общем случае, путем технико-экономического сравнения вариантов числа трансформаторов и выбираемой мощности компенсирующих устройств до 1 кВ. В курсовом проекте число трансформаторов N следует принять равным ближайшему к Nmin большему четному числу.

В качестве цеховых ТП, как правило, применяются КТП с масляными трансформаторами ТМГ и ТМЗ. Цеховые ТП могут быть внутрицеховыми, встроенными в общий контур корпуса, пристроенными к корпусу и отдельно стоящими. При отсутствии каких-либо технических ограничений следует применять внутрицеховые КТП.

Единичная мощность трансформаторов определяется как функция удельной плотности нагрузки:

Расчеты по выбору числа и мощности цеховых трансформаторов сведены в таблицу 22.

Таблица 22.

Электроснабжение корпуса № 2 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе № 11.

Электроснабжение корпуса № 12 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе № 9.

10. Распределение электроэнергии по территории предприятия Выбор конструкции и схемы распределительной сети определяется категорией надежности электроприемников потребителей, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

Для внутризаводского электроснабжения используется, как правило, кабельная распределительная сеть, построенная по радиальной, магистральной или смешанной схеме. Следует иметь в виду, что в магистральной схеме к одной магистрали могут подключаться 2−3 трансформатора мощностью 1000 … 1600 кВА или 4−5 трансформаторов мощностью 250 … 630 кВА. При питании ответственных потребителей (1 и 2 категории надежности) радиальные и магистральные схемы выполняются резервированными. Кабельные линии следует прокладывать в земляных траншеях. Согласно в одну траншею укладывается не более 6 кабелей. Траншеи должны проходить вдоль стен корпусов. Если траншей несколько они идут параллельно. Кабельные лини, питающие двухтрансформаторную ТП цеха, в котором преобладающей является нагрузка 1 категории надежности, должны проходить в разных траншеях. В корпусах предприятия ТП следует располагать вдоль одной из длинных сторон корпуса, желательно ближайшей к ГПП, при небольшой ширине корпуса, а в многопролетных корпусах — в шахматном порядке вдоль двух его длинных сторон или между колонами смежных пролетов. При радиальной схеме питания обычно осуществляется глухое присоединение трансформаторов к линиям 6−10 кВ, идущим от ГПП. При магистральном питании на вводе трансформатора устанавливают: при номинальной мощности Sном? 630 кВА — предохранитель и выключатель нагрузки; при Sном? 400 кВА — разъединитель и предохранитель.

Трассы кабельных линий и места расположения ТП в корпусах предприятия показаны на чертеже 1 графической части проекта.

11. Компенсация реактивной мощности По установленному энергоснабжающей организацией значению Qmax вычисляется суммарная мощность компенсирующих устройств предприятия, обеспечиваемая установкой батарей конденсаторов напряжением до и выше 1 кВ.

QКУ = Qр 10 — Qmax.

где Qmax — реактивная мощность, ограниченная энергоснабжающей организацией (табл. 2.5);

Qр 10 — расчетная реактивная нагрузка в соответствии с (3.6).

QКУ = 22 765,4 — 13 500 = 9265,4 кВАр Наибольшая суммарная реактивная мощность, которая может быть передана через трансформаторы i-го корпуса со стороны 10 кВ в сеть низкого напряжения составит где N — количество трансформаторов; kз — коэффициент загрузки трансформаторов (см. п. 11); Sном — номинальная мощность трансформатора; Рр i — расчетная активная нагрузка i-го корпуса.

По условию баланса реактивной мощности на шинах низкого напряжения цеховых ТП мощность батарей конденсаторов напряжением до 1 кВ в i-м корпусе составит.

QБНН i = Qр i — Qт где Qр i — расчетная реактивная нагрузка i-го корпуса.

QБНН 1 = 1278.9 — 2095.9 = -817 кВАр

QБНН 2,11 = (141.51+2801.12) — 1252.6 = 1690 кВАр

QБНН 3 = 252 — 1498.8 = -1246.8 кВАр

QБНН 4 = 1275 — 3485.9 = -2210.9кВАр

QБНН 5 = 4185.8 — 1402.4 = 2783.4 кВАр

QБНН 6 = 2808.56−3543.2 = -734.64 кВАр

QБНН 7 = 190.71 — 2523 = -2332.2 кВАр

QБНН 8 = 4529.4 — 2528.7 = 1700.7 кВАр

QБНН 9,12 = (196.56+4417.9) — 5318.6 = -704.14 кВАр

QБНН 10= 2480.64 — 3592.6 = -1111.96 кВАр Если выражение даст отрицательный результат, конденсаторные установки в корпусе не выбираются.

Мощность батареи конденсаторов на стороне низкого напряжения j-го трансформатора i-го корпуса.

QБНН j = QБНН i /N.

По полученному значению определяется тип и стандартная мощность низковольтной конденсаторной установки Qст j. Целесообразно выбирать регулируемые конденсаторные установки.

Не рекомендуется чрезмерное дробление мощности конденсаторных установок. Если расчетная мощность установки получается менее 30 квар, то батарея конденсаторов не выбирается.

QБНН 2,11 = 1690 /4=422,5 кВАр Принимаем к установке: УКРМ-0,4−425−25−9.

QБНН 5 = 2783,4 /4=695,8 кВАр Принимаем к установке: УКРМ-0,4−700−50−14.

QБНН 8 = 1700,7/4=425,2 кВАр Принимаем к установке: УКРМ-0,4−425−25−9.

Расчетная реактивная мощность i-го корпуса после компенсации составит.

Qр i пк = Qр i — Qст j.

Qр i ПК 2,11 = (141,51+2801,12) — (4?425) = 1242,63 кВАр

Qр i пк 5 = 4185,8 — (4?700) = 1385,8 кВАр

Qр i пк 8 = 4229,4 — (4?425) = 2529,4 кВАр Расчетная полная мощность i-го корпуса после компенсации уменьшится до значения.

=5023 кВА.

=5120 кВА.

=5120 кВА Загрузка трансформаторов корпуса после установки низковольтных конденсаторных батарей.

kз ПК i = Sр пк i / NSном.

kз ПК 2,11 = 5023/ (4?1600)=0.8.

kз ПК 5 = 5120 / (4?1600)=0.8.

kз ПК 8 = 5120/ (4?1600)=0.8.

Результаты выбора низковольтных конденсаторных установок сведены в таблицу 23.

Таблица 23.

Примечание. Индексы «пк» обозначают параметры после компенсации Мощность компенсирующих устройств в сети выше 1 кВ определяется по условию баланса реактивной мощности на шинах вторичного напряжения ГПП.

QБВН = QКУ — QБНН.

QБВН = 9265,4 — 1543,5 = 7721,9 кВАр

7721,9/4=1930,5 кВАр Принимаем к установке УКРЛ (П)57−10,5−2250−450 У3 (4 шт.).

Конденсаторные установки напряжением выше 1 кВ целесообразно устанавливать на шинах 10 кВ ГПП или РП, равномерно распределяя их по секциям.

Не рекомендуется чрезмерное дробление мощности конденсаторных установок. Если расчетная мощность конденсаторной установки выше 1 кВ получается меньше 150 квар, то батарея конденсаторов не выбирается.

12. Выбор сечений кабельных линий 10 кВ трансформатор электрический нагрузка цех Распределительную сеть 10 кВ предприятия следует выполнять кабелями с бумажно-пропитанной изоляцией или с изоляцией из сшитого полиэтилена, проложенными в земляной траншее.

Сечения кабельных линий выбираются по экономической плотности тока и проверяются по нагреву током послеаварийного режима. Кроме того, выбранные сечения кабелей должны быть термически стойкими к току КЗ.

В соответствии с нормативными документами допустимая перегрузка кабелей в послеаварийном режиме составляет:

— для кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией kп = 1,3;

— для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена kп = 1,2.

Выбранная в соответствии с рекомендациями п. 12 кабельная сеть состоит из отдельных участков, связывающих ГПП и ТП различных корпусов. Расчетная нагрузка каждого участка сети определяется суммированием расчетных нагрузок ТП корпусов, получающих питание по рассматриваемому участку сети.

Sp ГПП-ЦЕХ1 = Sр (цех1) /2 = 1947,87/2 = 973,9 кВА.

Sp ГППЦЕХ 3 = Sр (цех3) /2 = 614,½ = 307,5 кВА.

Sp ГППЦЕХ 4 = Sр (цех4) /4 = 3960,82/4 = 990 кВА.

Sp ГППЦЕХ 5 = Sр пк (цех5) /4 = 5120/4 = 1280 кВА.

Sp ГППЦЕХ 6 = Sр (цех6) /4 = 3960,82/4 = 990,2 кВА.

Sp ГППЦЕХ 7 = Sр (цех7) /2= 473,54/2 = 236,8 кВА.

Sp ГППЦЕХ 8 = Sр пк (цех8) = 5120/4 = 1280 кВА.

Sp ГППЦЕХ 9 = (Sр (ЦЕХ -9) + Sр (ЦЕХ -12)) /4 = 7551,98/4 = 1887,99 кВА.

Sp ГППЦЕХ 10 = Sр (ЦЕХ -10) / 4 = 4411,52/4 = 1102,9 кВА.

Sp ГППЦЕХ 11 = (Sр пк (ЦЕХ -11) + Sр пк (ЦЕХ -2)) /4= 5023/4 = 1255,7 кВА Расчетный ток одного кабеля на участке сети где n — число кабелей на участке магистрали.

Экономическое сечение кабеля Выбирается ближайшее меньшее стандартное сечение q и проверяется по условию термической стойкости q < qmin.

Предварительно принимается кабель для всех кабельных линий марки АСБ 3×70−10, что во всех случаях удовлетворяет условию термической стойкости q < qmin, а также п. 6.3.8.

По справочным материалам определяется допустимый длительный ток кабеля Iд.

Iд = 162 А Выбранное сечение проверяется по нагреву в послеаварийном режиме по условию.

Iij па < kn kп Iд где Iij па — ток послеаварийного режима; для радиальных и магистральных схем Iij па = 2Iр ij;

kn — коэффициент, учитывающий количество кабелей в одной траншее; при количестве кабелей.

n = 1…6 коэффициент kn = 1…0,75.

При невыполнении условия сечение кабеля увеличивается и проверка повторяется.

Условие выполняется, принимаем кабель АСБ 3×70−10.

В пояснительной записке результаты выбора сечений кабельных линий сведены в таблицу 24:

Таблица 24[1] c.145.

Список используемой литературы.

1. Методические указания к решению курсового проекта.

2. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТ РН-016−2001 РД 153−340−03.150−00 Санкт-Петербург 2001.

3. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей: ВНТП-81 Минэнерго СССРМ.:ЦНТИ Информэнерго 1981.

4. Электрическая часть электрических станций и подстанций Справочный материал. Под редакцией Б. Н. Неклепаева М: Энергия 1978.

5. Электрическая часть электрических станций и подстанций Справочный материал для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для энергетических специальностей ВУЗов/Крючков И. П. Кувшинский Н.Н.

6. Методическое пособие по выбору электрооборудования 2007.

7.Р ожков Л.Д., Козулина В. С. Электрооборудование станций и подстанций: учебник для техникумов 3-е издание переработанное и дополненное-М. Энергоатом-издат 1987;648с.