додати матеріал


Електропостачання на підприємстві

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Федеральне агентство з освіти
Російської Федерації
Російський державний професійно - педагогічний університет
кафедра електрообладнання і автоматизації промислових підприємств
Курсовий проект
«Електропостачання та енергозбереження на
підприємстві »
Виконав:
Перевірив:
Єкатеринбург 2007


№ п / п
Найменування цеху
Руст., КВт
1.
Компресорна станція
532
2.
Електроремонтний цех
244
3.
Пресово-зварювальний цех
765
4.
Сантехнічний ділянку
79
5.
Наповнювальна
226
6.
Механічний цех
1619
7.
Насосна станція
339
8.
Ремонтно-механічний цех
-
9.
Гальванічний цех
358
10.
Ливарний цех
416
11
Територія підприємства
50
У цеху 7 встановлено чотири одиниці обладнання по 1250 кВт з

Зміст
Введення
1. Зміст проекту
2. Розрахунок електричних навантажень відділень та цеху промислового підприємства
2.1 Метод впорядкованих діаграм
2.2 Розрахунок електричних навантажень нижчої напруги цехів підприємства
2.3 Розрахунок електричних навантажень високої напруги цехів
3. Вибір числа і потужності трансформаторів цехових трансформаторних підстанцій
3.1 Загальні вимоги до цехових трансформаторних підстанцій
3.2 Методика вибору кількості та потужності трансформаторів цехових трансформаторних підстанцій
4. Вибір елементів зовнішнього електропостачання промислового підприємства
4.1 Вибір напруги зовнішнього електропостачання
4.2 Вибір числа і потужності трансформаторів ГПП, їх схем і перерізів проводів живильних ліній
4.2.1Вибор числа трансформаторів ГПП і схеми на стороні високої напруги
4.2.2 Вибір потужності трансформаторів ГПП
4.2.3 Вибір перерізів проводів лінії живлення
4.2.4 Техніко-економічні розрахунки
5. Розрахунок струмів короткого замикання в мережах СЕС ПП
5.1 Основні умови та допущення
5.2 Точки розрахунку струму короткого замикання
5.3 Схеми для розрахунку струмів короткого замикання
5.4 Послідовність розрахунку струмів КЗ
5.5 Вибір комутаційної апаратури на початку ліній, що відходять від підстанцій енергосистеми та на вводі ГПП і ЦТП
6. Вибір схем розподільчої мережі підприємства
6.1 Розрахунок живильних ліній і вибір напруги
6.2 Побудова схем електропостачання
6.3 Конструктивне виконання електричної мережі
6.4 Розрахунок живильних ліній
Список літератури

Введення
У системах електропостачання промислових підприємств і установок енерго - та ресурсозбереження досягається головним чином зменшенням втрат електроенергії при її передачі та перетворення, а також застосування менш матеріаломістких та більш надійних конструкцій всіх елементів цієї системи. Одним з випробуваних шляхів мінімізації втрат електроенергії є компенсація реактивної потужності споживачів за допомогою місцевих джерел реактивної потужності, причому важливе значення має правильний вибір їх типу, потужності, розташування і способу автоматизації.
Головним завданням проектування підприємств є розробка раціонального електропостачання з урахуванням новітніх досягнень науки і техніки на основі техніко-економічного обгрунтування рішень, при яких забезпечується оптимальна надійність постачання споживачів електроенергією в необхідних розмірах, необхідної якості з найменшими витратами. Реалізація даного завдання пов'язана з розглядом низки питань, що виникають на різних етапах проектування. При техніко - економічних порівняннях варіантів електропостачання основними критеріями вибору технічного рішення є його економічна доцільність, тобто вирішальними чинниками мають бути: вартісні показники, а саме наведені витрати, що враховують одноразові капітальні вкладення і розрахункові щорічні витрати виробництва. Надійність системи електропостачання в першу чергу визначається схемними і конструктивними побудови системи, розумним обсягом закладених у неї резервів, а також надійністю входить електрообладнання. При проектуванні систем електропостачання необхідно враховувати, що в даний час все більш широке поширення знаходить введення, що дозволяє по можливості максимально наблизити вища напруга (35 - 330 кВ) до електропристрої споживачів з мінімальною кількістю ступенів проміжної трансформації. Основним принципом при проектуванні схем електропостачання є також відмова від "холодного" резерву. Раціональні схеми рішення повинні забезпечувати обмеження струмів короткого замикання. У необхідних випадках при проектуванні систем електропостачання повинна бути передбачена компенсація реактивної потужності. Заходи щодо забезпечення якості електроенергії повинні вирішуватися комплексно і базуватися на раціональній технології та режимі виробництва, а також на економічних критеріях. При виборі устаткування необхідно прагнути до уніфікації і орієнтуватися на застосування комплексних пристроїв (КРУ, КСО і ін) різних напруг, потужності та призначення, що підвищує якість електроустановки, надійність, зручність і безпеку його обслуговування.

1.Содержаніе проекту.
Проект повинен бути представлений пояснювальною запискою і графічною частиною.
У пояснювальну записку входять наступні розділи з пояснюючими схемами; графіками і таблицями:
Введення.
Коротка характеристика виробництва.
Розрахунок електричних навантажень окремих цехів і підприємств в цілому. Визначення центру електричних я.
Вибір рівня напруги системи зовнішнього електропостачання підприємства, числа і потужність силових трансформаторів головної понизительной підстанції (ДПП).
Вибір лінії електропередачі живильної ГПП.
Вибір та обгрунтування головною електричної схеми ДПП.
Розрахунок струмів короткого замикання та вибір високовольтної апаратури ГПП,
Вибір рівня напруги системи внутрішнього електропостачання підприємства.
Вибір числа і потужності трансформаторів на цехових трансформаторах підстанціях (ЦТП) з урахуванням раціонального рівня компенсації реактивної потужності на стороні низької напруги.
Вибір схем внутрішнього електропостачання підприємства. Вибір кабелів і основного обладнання високої напруги ЦТП.
Розрахунок струмів короткого замикання в мережі напругою нижче 1000 В і вибір низьковольтного устаткування однієї з ЦТП.
Компенсація реактивної потужності на стороні низької напруги ГПП.
Техніко-економічні показники прийнятої СЕС підприємства.
Висновок.
Список використаних джерел.
Додаток (якщо в цьому є потреба).
Графічна частина виконується на стандартних аркушах ватману формату А1 і містить наступні креслення:
1.Генеральний план групи цехів або підприємства, на якому вказані ГПП, ЦТП, високовольтні і низьковольтні розподільні пункти РП, нанесені траси кабельних ліній розподільчої мережі та ліній живлячих ГПП, розрахункові навантаження цехів, їх питомі щільності і дані умовні позначення.
2.Схеми електропостачання підприємства з зазначенням основних електричних елементів. Схема повинна включати в себе схеми електричних з'єднань ГПП, РП та ЦТП.

2. Розрахунок електричних навантажень відділень та цеху промислового підприємства.
2.1 Метод впорядкованих діаграм.
Цей метод є основним при розрахунку навантажень. Застосування його можливо, якщо відомі одиничні потужності електроприймачів, їх кількість і технічне призначення. Розрахунок виконується по вузлах живлення системи електропостачання (розподільний пункт, силовий шафа, яка живить лінія).
Приймачі діляться на характерні технологічні групи:
ž з змінним графіком навантаження (група А - Кі <0,6);
ž з постійним або малоізменяющімся графіком навантаження (група Б - Кі = 0,6).
Визначається номінальна потужність однотипних електроприймачів, кВт.
(2.1)
де - Кількість однотипних електроприймачів, шт.;
- Номінальна активна потужність електроприймача, кВт.
Для кожної технологічної групи відділення цеху розраховується:
(2.2)
(2.3)
де Kui - коефіцієнт використання по [табл. П.1];
- Відповідає характерному для даного електроприймача
коефіцієнту навантаження (cos ), Що приймається по [табл. П.1.];
Рсм.i - середня активна і Qcм.i реактивна потужність одного електроприймача за найбільш завантажену зміну однакового режиму роботи.
Середня активна і реактивна потужність груп (А і Б) електроприймачів відділень визначається:
(2.4)
(2.5)
Для споживачів зі змінним навантаженням (група А) розрахункову активне навантаження групи електроприймачів відділення слід визначати з урахуванням коефіцієнта максимуму (Км) і середнього навантаження відділення (Рсм.от).
Для споживачів із постійним графіком навантаження (група Б), де
Км = 1 розрахункова активна і реактивна навантаження групи електроприймачів дорівнює середньому навантаженні за найбільш завантажену зміну.
Розрахункова активна потужність електроприймачів групи А відділення, кВт:
(2.6)
де - Коефіцієнт максимуму відділення визначається по кривим рис 2.1 в залежності від наведеного числа електроприймачів ( ) І коефіцієнта використання максимуму відділення ( ) Групи електроприймачів.
Коефіцієнт максимуму характеризує перевищення максимального навантаження над середньою за найбільш завантажену зміну.
Визначається середньозважений коефіцієнт використання відділення ( ) Електроприймачів групи А:
(2.7)
де - Сумарна номінальна активна потужність електроприймача групи А, кВт.
(2.8)
де -Сумарна середньозмінні активна потужність електроприймачів групи А, кВт.
(2.9)
Ефективним (наведеним) числом називають число одноманітних за режимом роботи електроприймачів однакової потужності, яке дає те ж значення розрахункового максимуму , Що і група електроприймачів різних за потужністю і режиму робіт. Оскільки ефективне число визначають для групи електроприймачів, прісоеденнених до силових щитів або розподільного щита підстанції, то необхідно враховувати показник силовий збірки - число м, яке дорівнює відношенню номінальної потужності найбільшого електроприймача
( ) До номінальної потужності найменшого ( ):
(2.10)
Число може бути більше, менше або дорівнює трьом.
Число визначається за такими показниками: кількістю електроприймачів п, підключених до джерела живлення; показником силовий збірки групового коефіцієнту використання ; Номінальної активної потужності індивідуального електроприймача. Ефективне число електроприймачів групи А відділення визначається за формулою:
, (2.11)
де ефективна кількість електроприймачів групи А відділення.
При і можна визначити за більш простою формулою:
(2.12)
Якщо знайдене за цією формулою nе виявиться більше n, слід приймати nе = n.
При і -Ефективна кількість електроприймачів визначається за табл. 2.1.
Порядок визначення ефективного числа електроприймачів.
Вибирається найбільший за номінальною потужності електроприймач розглянутого вузла;
ž вибираються найбільш великі електроприймачі, номінальна потужність кожного з яких дорівнює або більше половини потужності найбільшого електроприймача;
ž Підраховується їх число n1, їх потужність Рном1, а також сумарна номінальна потужність всіх робочих електроприймачів розглянутого вузла Рном
ž Знаходяться значення ;
ž за отриманими значеннями і за табл. 2.1 визначається , А потім
За табл. П.2 знаходиться Км відділення і визначається розрахункова активне навантаження групи А відділення.
Розрахункова активна потужність електроприймачів групи Б визначається, кВт. , (2.13)

Відносні значення ефективного числа електроприймачів в залежності від і
Таблиця 2.1


1,0
0,95
0,9
0,85
0,8
0,75
0,7
0,65
0,6
0,55
0,5
0,45
0,4
0,35
0.3
0,25
0,2
0.15
0,1
0,005
0,005
0,005
0,006
0,007
0,007
0,009
0,010
0,011
0,013
0,016
0,019
0,024
0,030
0,039
0,051
0,073
0,11
0,18
0,34
0,01
0,009
0,011
0,012
0,015
0,017
0,017
0,019
0,023
0,026
0,031
0,037
0,047
0,59
0,760
0,1
0,14
0,2
0,32
0,52
0,02
0,02
0,02
0,02
0.03
0,03
0.03
0,04
0,04
0.05
0,06
0,07
0,09
0,011
0,14
0,019
0,026
0,36
0,51
0,71
0,03
0,03
0,03
0,04
0,04
0.04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09
0,11
0,13
0,16
0,21
0,27
0,36
0,48
0,64
0,81
0,04
0,04
0,04
0,05
0,05
0,07
0,08
0,09
0,09
0,10
0,12
0,15
0,18
0,22
0,27
0,34
0,44
0,57
0,72
0,86
0,05
0,05
0,05
0,06
0,07
0,07
0,08
0,10
0,11
0,13
0,15
0,18
0,22
0,26
0,33
0,41
0,51
0,64
0,79
0,9
0,06
0,06
0,06
0,07
0,08
0,09
0,10
0,12
0,13
0,15
0,18
0,21
0,26
0,31
0,38
0,47
0,58
0,70
0,83
0,92
0,08
0,08
0,08
0,08
0,11
0,12
0,13
0,15
0,17
0,20
0,24
0,28
0,33
0,40
0,48
0,57
0,68
0,79
0,89
0,94
0,10
0,09
0,10
0,11
0,13
0,15
0,17
0,19
0,22
0,25
0,29
0,34
0,40
0,47
0,56
0,66
0,76
0,85
0,92
0,95
0,15
0,14
0,16
0,13
0,20
0.23
0,25
0,28
0,32
0,37
0,42
0,48
0,56
0,67
0,72
0,80
0,88
0,93
0,95
0,20
0,19
0,21
0,23
0,26
0,29
0,33
0,37
0,42
0,47
0,54
0,64
0,69
0,76
0,83
0,89
0,93
0,95
0,25
0,24
0,26
0,29
0,32
0.41
0,45
0,51
0,57
0,64
0,71
0,78
0,85
0,85
0,90
0,93
0,95
0,30
0,29
0,32
0,35
0,39
0,43
0,48
0,53
0,60
0,66
0,73
0,80
0,86
0,90
0,94
0,95
0,35
0,33
0,37
0,41
0,45
0,50
0,56
0,62
0,68
0,74
0,81
0,86
0,91
0,94
0,95
0,40
0,38
0,42
0,47
0,52
0,57
0,63
0,69
0,75
0,81
0,86
0,91
0,93
0,95
0,45
0,43
0,47
0,52
0,58
0,64
0,70
0,76
0,81
0,87
0,91
0,93
0,95
0,50
0,48
0,53
0,58
0,64
0,70
0,76
0,82
0,89
0,91
0,94
0,95
0,55
0,52
0,57
0,63
0.69
0,75
0,82
0,87
0,91
0,94
0,95
0,60
0,57
0,63
0,69
0.75
0,81
0,87
0,91
0,94
0,95
0,65
0,62
0,68
0,75
0,81
0,86
0,91
0,94
0,95
0,70
0,66
0,73
0,80
0.86
0,90
0,94
0,95
0,75
0,71
0,78
0,85
0,90
0,93
0,95
0,80
0,76
0,83
0,89
0,94
0,95
0,85
0,80
0,88
0,94
0,95
0,90
0,85
0,92
0,95
1,0
0,95

Розрахункова реактивна навантаження ( ) Групи електроприймачів зі змінною для відділення і в цілому по цеху визначається з урахуванням наведеного числа електроприймачів, кВАр.
при
при
Розрахункова реактивна потужність електроприймачів групи Б відділення, кВАр.
(2.14)
Після визначення навантажень відділень знаходиться розрахункове навантаження по цеху.
Середня активна і реактивна потужність груп електроприймачів цеху визначається з:
(2.15)
(2.16)
де - Активне навантаження груп електроприймачів j - го відділення, кВт;
- Реактивне навантаження груп електроприймачів j-го відділення, кВАр;
Розрахункова активне навантаження групи електроприймачів цеху зі змінним графіком навантаження визначається за коефіцієнтом максимуму і середнього навантаження цеху . Розрахункова активна і реактивна навантаження групи електроприймачів цеху з постійним графіком навантаження дорівнює середньому навантаженні за найбільш завантажену зміну цеху.
Розрахункова активна потужність електроприймачів групи А цеху, кВт.
(2.17)
де - Коефіцієнт максимуму цеху, визначається в залежності від наведеного числа електроприймачів цеху ( ) І коефіцієнта використання цеху ( ) Електроприймачів.
Визначається коефіцієнт використання цеху електроприймачів групи А.
(2.18)
Визначається наведене число електроприймачів групи А цеху.
(2.19)
де - Номінальна активна потужність відділення електроприймачів, кВт.
За рис. 2.1 знаходиться цеху і визначається розрахункова активне навантаження цеху електроприймачів групи А.
Розрахункова активна потужність електроприймачів групи Б цеху, кВт.
(2.20)
Розрахункова реактивна потужність електроприймачів ( ) Групи А цеху визначається з урахуванням наведеного числа електроприймачів, кВАр.
при
при

Рис.2.1 Крива залежність від
Розрахункова реактивна потужність електроприймачів групи Б цеху, кВАр.
(2.21)
Розрахункова активна і реактивна потужність цеху.
(2.22)
(2.23)
Результати розрахунків по кожній групі електроприймачів відділень і по цеху в цілому заносяться в табл. 2.2.
Розрахункові навантаження відділень і цеху в цілому визначаються з урахуванням освітлювального навантаження
В даний час для висвітлення основних цехів з висотою понад 6 метрів і наявності відкритих просторів використовуються газорозрядні лампи типу ДРЛ з коефіцієнтом навантаження рівним 0.58. Для адміністративних і побутових приміщень застосовуються люмінесцентні лампи з коефіцієнтом навантаження 0.95, для освітлення дрібних приміщень використовуються лампи розжарювання з коефіцієнтом навантаження дорівнює одиниці.
Розрахункова освітлювальна навантаження цеху.
(2.24)
(2.25)
де - Питома розрахункова потужність на 1м2 виробничої площі цеху, Вт/м2 [П.4];
- Площа відділення, м2;
- Коефіцієнт попиту освітлення, вибирається за табл. [1, П.2.];
- Відповідає характерному для даного електроприймача коефіцієнта навантаження. Розрахункова освітлювальна навантаження цеху:

(2.26)
(2.27)
де - Розрахункова активна освітлювальна навантаження j - го відділення;
- Розрахункова реактивна освітлювальна навантаження j - го відділення;
Результати розрахунків заносяться в табл. 2.2.
Повна розрахункове навантаження цеху визначається підсумовуванням розрахункових навантажень (силових і освітлювальних) груп елекгропріемніков, з урахуванням коефіцієнта різночасності максимумів навантаження .
(2.28)
Заготівельне відділення
Група А
Приклад розрахунку для відрізного верстата

Аналогічно розраховуються інші групи ЕП
Результати розрахунку наведені в таблиці 2.2

Так як m> 3 і <0,2, то


По таблиці 2.7
За малюнком 2.1

,.
Група Б
Для споживачів із постійним графіком навантаження


Таблиця 2.2
Найменування характерною групи ееектропріемніков
Кількість електроприймачів
Встановлена ​​потужність ЕП
Коеф-т
використання



Середнє завантаження за найбільш завантажену зміну
Наведене число ЕП, шт
Коефіцієнт максимуму
Максимальна розрахункова потужність







1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Заготівельне відділення
Група А
Відрізний верстат
4
12.9
51.6
0.12
0.4
2.3
6.192
14.24
10.53
14.24
17.71
Токарно-револьверний верстат
2
16
32
0.17
0.65
1.17
5.44
6.36
9.25
6.36
11.2
Механічна ножівка
1
2.8
2.8
0.12
0.4
2.3
0.34
0.782
0.58
0.782
1
Відрізний верстат з дисковою пилкою
2
10.5
21
0.12
0.4
2.3
2.52
5.796
4.28
5.796
7.2
Трубоотрезной верстат
3
2.8
8.4
0.12
0.4
2.3
1.008
2.318
1.71
2.318
2.88
Прес двохкривошипний
1
28
28
0.17
0.65
1.17
4.76
5.57
8.1
5.57
9.83
Прес гвинтовий фрикційний
2
10
20
0.17
0.65
1.17
3.4
3.978
5.78
3.978
7
Гільйотинні ножиці
4
20
80
0.17
0.65
1.17
13.6
15.912
23.12
15.912
28.07
Кран-балка
2
5.3
10.6
0.05
0.5
1.73
0.53
0.917
0.9
0.917
1.28
Разом по групі А
21
254.4
0.149
10
37.79
55.87
18
1.7
64.2
55.87
85.1
Група Б
Вентилятор
2
4.5
9
0.65
0.8
0.75
5.85
4.38
2
1
5.85
4.38
9
Механічне відділення
Група А
Токарно-револьверний верстат
2
15.7
31.4
0.17
0.65
1.17
5.34
6.248
8.81
6.248
10.8
Вертикально-фрезерний верстат
3
4.5
13.5
0.17
0.65
1.17
2.3
2.691
3.8
2.691
4.66
Горизонтально-фрезерний верстат
1
9
9
0.17
0.65
1.17
1.53
1.79
2.52
1.79
3.09
Копіювально-фрезерний верстат
4
10
40
0.17
0.65
1.17
6.8
7.956
11.22
7.956
13.75
Вертикально-свердлильний ст.
2
5
10
0.17
0.65
1.17
1.7
1.989
2.8
1.989
3.43
Поперечно-стругальний ст.
4
4.5
18
0.17
0.65
1.17
3.06
3.58
5.05
3.58
6.19
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Повздошно-стругальний ст
2
20
40
0.17
0.65
1.17
6.8
7.956
11.22
7.956
13.75
Універсально-шліфувальні ст
3
5.6
16.8
0.17
0.65
1.17
2.86
3.346
4.72
3.346
5.79
Разом по групі А
21
178.7
0.17
4.4
30.39
35.556
17.01
1.65
50.14
35.556
61.467
Група Б - ні
Ковальсько-термічне відділення Група А
ооотделеніеотделеніе
Група А
Молот пневматичний кувальний
3
10
30
0.25
0.75
0.89
7.5
6.675
11.25
6.675
13.08
Молот пневматичний кувальний
2
20
40
0.25
0.75
0.89
10
8.9
15
8.9
17.44
Прес гідравлічний
2
4.5
9
0.25
0.75
0.89
2.25
2
3.38
2
3.93
Прес ексцентриковий
5
10
50
0.25
0.75
0.89
12.5
11.125
18.75
11.125
21.8
Прес однокривошипний
5
10
50
0.25
0.75
0.89
12.5
11.125
18.75
11.125
21.8
Таль електрична
2
3.2
6.4
0.05
0.75
0.89
0.32
0.285
0.48
0.285
0.56
Разом по групі А
19
185.4
0.243
6.25
45.07
40.11
18.5
1.5
67.6
44.11
78.6
Група Б
Електропіч опору камерна
3
15
45
0.6
0.8
0.75
27
20.25
27
20.25
33.75
Електропіч опору
шахтна
1
45
45
0.75
0.95
0.33
33.75
11.138
33.75
11.138
35.54
Електропіч опору протяжна
2
70
140
0.75
0.95
0.33
105
34.65
105
34.65
110.57
Вентилятор
3
7
21
0.65
0.8
0.75
13.65
10.238
13.65
10.238
17.06
Піч лудильне
3
2.8
8.4
0.6
0.95
0.33
5.04
1.663
5.04
1.663
5.31
Ел. Піч - ванна
2
20
40
0.6
0.95
0.33
24
7.92
24
7.92
25.27
Шафа ел. сушильний
1
1.1
1.1
0.8
0.65
1.17
0.88
1.0296
0.88
1.0296
1.35
Разом по групі Б
15
300.5
0.697
25
209.3
86.9
8.6
1
2.9.3
86.9
226.64
По цеху РМЦ
Група А
61
618.5
0.183
0.81
113.25
131.54
53.5
1.61
181.9
131.5
224.4
Група Б
17
309.5
0.695
0.92
215.15
91.3
10.6
1
215.2
91.3
233.8
Разом по РМЦ
78
928
0.35
0.87
328.4
222.8
64.1
1.21
397.1
222.8
455

2.2 Розрахунок електричних навантажень нижчої напруги цехів підприємства.
Розрахункові навантаження цехів визначаються за середньої потужності з урахуванням коригуючого коефіцієнта . Розрахункові навантаження на напругу нижче 1000 В визначаються наступними виразами.
1. Силові навантаження на напругу 0,4 кВ:
(2.29)
(2.30)
де - Встановлена ​​потужність силового устаткування цеху, кВт;
- Коефіцієнт використання;
- Коригуючий коефіцієнт;
- Відповідає характерному для даного цеху коефіцієнту потужності навантаження, приймаємо по табл. П.4.
1. Розрахункова активна і реактивна освітлювальні навантаження:
(2.13)
(2.32)
де - Питома освітлювальна навантаження Вт/м2;
F - площа, м2 * 10-3
- Коефіцієнт попиту для освітлювального навантаження.
Результуючі активна і реактивна розрахункові навантаження цеху з урахуванням втрат у цехових трансформаторах:
(2.33)
(2.34)
(2.35)
(2.36)
де - Активні втрати в цехових трансформаторах, кВт;
- Реактивні втрати в цехових трансформаторах, кВАр.
2.3 Розрахунок електричних навантажень високої напруги цехів.
Високовольтна навантаження підприємства розраховується окремо від низьковольтної, оскільки вона не живиться від ЦТП. Величина коригуючого коефіцієнта зменшується при збільшенні числа електроприймачів. Значення коефіцієнта для силового навантаження напругою нижче 1000 В наведені в нормах технологічного проектування. Так як на напрузі 6-10 кВ число приймачів, як правило, не велика, то для високовольтної навантаження коригувальний коефіцієнт приймається рівним одиниці, розрахункова потужність дорівнює середньої потужності, причому коефіцієнти потужності для синхронних двигунів приймається рівним 0,9 і випереджаючим (зі знаком мінус ). У курсовому проекті високовольтних навантажень небагато, їх графіки добре заповнені (Кі> 0.6) і подібні, відомий режим роботи (визначено кількість робочих і резервних електроприймачів).
2.3.Расчетная активна і реактивна потужність високовольтного обладнання:
(2.37)
(2.38)
де - Число робочих споживачів,
- Коефіцієнт використання високовольтної навантаження.
Повна розрахункова високовольтна навантаження:
(2.39)
Розрахунок низьковольтної та освітлювальної навантажень для цеху 8:


Розрахунок високовольтної навантаження цеху 8:

Результати розрахунку навантажень цехів наведені в таблиці 2.3
Сумарна розрахункова потужність підприємства


Визначення розрахункових навантажень цехів підприємства.
Таблиця 2.3.

Найменування
цеху
Низьковольтна навантаження
Високовольтна навантаження
Освітлювальна навантаження













1
Компресорна станція
532
0,7
0,9
0,8
0,75
9,1
6300
0,85
0,58
1,4
2
Електроремонтний цех
244
0,35
0,72
0,65
1,17
14,3
1900
0,95
0,58
1,4
3
Пресово-зварювальний цех
765
0,6
0,73
0,7
1,02
13,5
8300
0,95
0,58
1,4
4
Сантехнічний ділянку
79
0,5
0,55
0,75
0,88
19,5
1100
0,9
1
0
5
Наповнювальна
226
0,55
0,6
0,85
0,62
15,6
1440
0,95
0,58
1,4
6
Механічний цех
1619
0,5
0,6
0,6
1,33
14,3
7300
0,95
0,58
1,4
7
Насосна станція
339
0,7
0,9
0,8
0,75
2500
0,9
-0,9
12
2800
0,85
0,58
1,4
8
РМЦ
928
0,35
0,72
0,65
1,17
14,3
1860
0,95
0,58
1,4
9
Гальванічний цех
358
0,75
0,6
0,85
0,62
15,6
3700
0,95
0,58
1,4
10
Ливарний цех
416
0,7
0,72
0,85
0,62
12,4
2870
0,95
0,58
1,4
11
Територія підприємства
50
0,5
0,55
0,75
0,88
0,22
42100
1
0,58
1,4
сума

Продовження таблиці 2.3.

Низьковольтні та освітлювальні навантаження з урахуванням втрат
Високовольтна навантаження














1
335
251,4
48,7
68,2
383,7
319,6
10
50
393,7
369,6
540
2
61,5
71,9
25,8
36,1
87,3
108
2,8
13,9
90,1
121,9
151,6
3
335,1
341,8
106,5
149
441,6
490,8
13,2
66
454,8
556,8
718,9
4
21,7
19,1
19,3
0
41
19,1
0,9
4,5
41,9
23,6
48
5
74,6
46,2
21,3
29,9
95,9
76,1
2,4
12,2
98,3
88,3
132,1
6
485,7
646
99,2
138,8
584,9
784,8
19,6
97,9
604,5
882,7
1070
7
213,6
160,2
28,6
40
242,2
200,2
6,3
31,4
248,5
231,6
340
2250
-1090
2500
8
233,9
273,6
25,3
35,4
259,2
309
8,1
40,3
267,3
349,3
439,8
9
161,1
100
54,8
76,8
215,9
175,8
5,6
27,9
221,5
204,7
301,6
10
209,7
130
33,8
47,3
243,5
177,3
6
30,1
249,5
207,4
324,4
11
13,8
12,1
9,3
13
23,1
25,1
0,7
3,4
23,8
28,5
37,1
сума
2145,7
2052,3
472,6
634,5
2618,3
2686,8
75,6
377,6
2693,9
3064,4
4080,2
2250
-1090
2500

2.4 Вибір центру електричних навантажень підприємства.
Головна знижувальних підстанцій (ДПП) є одним з основних ланок системи електропостачання. Тому її оптимальне розміщення на території підприємства має важливе значення при побудові раціональних систем електропостачання.
Вибір раціонального розташування ГПП дозволяє знизити втрати електроенергії, скоротити протяжність електромереж напруги 6-10 кВ, і тим самим, зменшити витрату провідникового матеріалу. Для цього слід визначити центр електричних навантажень підприємства.
Центр електричних навантажень підприємства визначається за розрахунковим навантаженням та їх координатами Xj і Yj: При цьому, на даному етапі розрахунку передбачається, що центри електричних навантажень цехів збігаються з їх геометричними центрами тяжіння, тобто передбачається, що навантаження у цехах розподілена рівномірно.
Центр електричних навантажень (Хц, Уц) підприємства визначається за [3, с.67-68]
(2.40)
де - Розрахункове навантаження j - го цеху;
Xj, Yj - координати розташування j - го цеху на плані підприємства;
m - число цехів підприємства.
Визначення центру реактивних електричних навантажень виконується по співвідношенням аналогічним (2.40).
У курсовому проекті на генеральному плані промислового підприємства наносяться картограми активних навантажень, харчування яких забезпечується від підстанцій енергосистеми або власних електростанції (ТЕЦ).
Інтенсивність розподілу електричних навантажень найбільш просто можна виконати у вигляді кіл. У якості центру кола вибирають центр електричного навантаження цеху, а радіус кола пов'язують з розрахунковою потужністю цеху; значення його знаходять з умови рівності розрахункової потужності площі кола, звідки:
(2.41)
де R - радіус кола;
М - масштаб для визначення площі кола;
Ppj - потужність j - го цеху.
Якісно склад навантажень цеху можна представити секторами кола, площі яких пропорційно відповідають високовольтної (ВВ), низьковольтної (ВН) та освітлювальної (осв.) навантажень. У цьому випадку картограма дає уявлення не тільки про величину навантаження, але і про її структуру.
Результати розрахунку заносяться в табл.2.4
Центр навантажень цехи і підприємства є символічним центром споживання електроенергії цеху (підприємства). Головну знижувальних і цехову підстанції слід розташовувати в центрі або якомога ближче до центру
навантажень, так як це дозволяє наблизити висока напруга до центру споживання електроенергії.
Харчування реактивних навантажень здійснюється від конденсаторних батарей, розташованих у місцях споживання реактивної потужності (індуктивного характеру), перезбуджених синхронних двигунів або синхронних компенсаторів, які, як правило, розташовуються поблизу місць споживання реактивної потужності. Неправильний вибір місця установки синхронних компенсаторів викликає переміщення потоків реактивної потужності за елементами системи електропостачання промислового підприємства і створює значні втрати електроенергії.
3. Вибір числа і потужності трансформаторів цехових трансформаторних підстанцій.
3.1 Загальні вимоги до цехових трансформаторних підстанцій.
Для живлення цехових споживачів служить головним чином комплектні трансформаторні підстанції напругою 6-10 кВ внутрішньої (КТП) і зовнішньої (КТПН) установки, їх електрообладнання і струмоведучі частини знаходяться в закритих оболонках. Підстанції складаються з трьох блоків: ввідного пристрою напругою 6 ... 10кВ (шафи ВВ-1, ВВ-2, ВВ-3 і ШВВ-3), силового трансформатора (марки ТМ, ТС3,), розподільного пристрою напругою 0,4 кВ (шафи КБ-1 ... КБ4, КН-1 ... КН6, КН-17, КН-20, ШНЛ, ШНВ, ШНС). З цих блоків, що постачаються заводом, збирають підстанцію. Їх виконують як внутріцехові підстанції, що вбудовуються в будівлю цеху або в прибудоване до нього приміщення. Окремо розташовані підстанції доцільно при живленні від однієї підстанції кількох цехів, у вибухонебезпечних приміщеннях, при неможливості розміщення їх в цеху з технологічним умовам, вони найбільш економічні по капітальним витратам і експлуатаційних витрат.
Найбільш економічним типом з точки зору витрат провідникового матеріалу (кольорового металу) і втрат електроенергії в живильних мережах є внутрицеховая трансформаторна підстанція. Розташовуються такі підстанції між опорними колонами, або біля внутрішніх або зовнішніх стін будівлі всередині цеху. До недоліків застосовуваних внутрішньоцехових підстанцій відноситься те, що вони займають дефіцитну площа цеху.
Вибір числа і потужності трансформаторної ЦТП обумовлений величиною і характером електричного навантаження. При виборі числа і потужності трансформаторів слід домагатися економічно доцільного режиму їх роботи, забезпечення резервування живлення електроприймачів при відключенні одного з трансформаторів, прагнути до однотипності трансформаторів; крім того має вирішуватися питання про економічно доцільною величиною реактивного навантаження, що передається в мережу напруги до 1 кВ.
Кількість цехових ТП впливає на витрати розподільних пристроїв 6-20 кВ, внутрішньозаводські і цехові електричні мережі.
Однотрансформаторних підстанції застосовуються при наявності централізованого сервера і при взаємному резервування трансформатора по лініях нижчої напруги сусідніх ТП для споживачів 2 категорії, при наявності в мережі 380-660 В невеликої кількості (20%) споживачів 1 категорії при відповідному побудові схеми, а також для споживачів 3 категорії за наявності централізованого резерву.
Двотрансформаторних підстанції рекомендується застосовувати:
- При переважанні споживачів 1 категорії;
-Для зосередженої цехової навантаження і окремо розташованих об'єктів загальнозаводського призначення (насосні та компресорні станції);
- Для цехів з високою питомою щільністю навантаження (вище 0,5 - 0,7 кВА / м).
Цехові ТП з числом трансформатора більше 2 економічно недоцільні і застосовуються як виняток при належному обгрунтуванні: якщо є потужні електроприймачі, зосереджені в одному місці, якщо не можна розосередити підстанції за умов технології або навколишнього середовища.
Завантаження цехових трансформаторів залежить від категорії надійності електропостачання електроприймачів, від числа трансформаторів і способу резервування.
Рекомендується застосовувати такі коефіцієнти завантаження (Кз) відповідно до табл. 3.1.
Коефіцієнти завантаження трансформаторів на підстанціях.
Таблиця 3.1.
Характер навантаження і вид ТП
Кз
При переважанні навантажень 1 категорії на двотрансформаторних ТП.
0,65
При переважанні навантаження 2 категорії на однотрансформаторних ТП і взаємне резервування трансформаторів по зв'язку вторинної напруги.
0,8
При переважанні навантажень 2 категорії і за наявності централізованого (складського) резерву трансформаторів, а також при навантаженні 3 категорії.
0,9 - 0,95
Коефіцієнти завантаження в перших двох випадках визначені виходячи з необхідного взаємного резервування при виході з роботи одного з трансформаторів з урахуванням допустимого перевантаження що залишився в роботі трансформатора, резервує аварійний.
Правилами улаштування електроустановок (9) допускається перевантаження одного трансформатора до 140% в аварійному режимі тривалістю до 5 діб, але не більше 6 годин на добу, тобто при графіках середньої щільності.
При виборі схем захисту цехових трансформаторів перевагу віддають найбільш простою схемою, що забезпечує надійну роботу трансформаторів.
Для контролю за роботою трансформаторів та обліку спожитої електроенергії включаються такі електровимірювальні прилади: вольтметр, амперметр, і розрахункові та контрольні лічильники активної та реактивної енергії через відповідні вимірювальні трансформатори.
Розрахункові лічильники встановлюються:
ž на вводі лінії в підстанцію підприємства, якщо немає зв'язку з іншою підстанцією енергосистеми або немає іншого споживача на напрузі;
ž на вищому напрузі трансформаторів підстанції за наявності зв'язку з іншими підстанціями на напрузі або при живленні від неї інших підстанцій;
ž на нижчому напрузі трансформатора, якщо він на стороні вищої напруги приєднаний через вимикач навантаження або роз'єднувач і плавкі запобіжники. Контрольні лічильники зазвичай включають на нижчому напрузі, що дешевше. Клас точності розрахункових лічильників не менше 2.0 при включенні через вимірювальні трансформатори класу 0.5; контрольних лічильників не менше 2.5, що включаються через вимірювальні трансформатори класу 1.0.
3.2 Методика вибору кількості та потужності трансформаторів цехових трансформаторних підстанцій.
Вибір числа і потужності трансформаторів цехових ТП проводиться на підставі наступних вихідних даних:
· Розрахункове навантаження ЦТП за найбільш завантажену зміну, кВА.
· Категорія надійності споживачів;
· Економічна щільність електричного навантаження кВА / кв.м;
· Величина реактивного навантаження, кВАр;
· Коефіцієнт завантаження в нормальному режимі Кз;
· Коефіцієнт навантаження в аварійному режимі Кав;
· Допустиму кількість тіпогабарітов трансформаторів.
Слід мати на увазі, що при навантаження в цеху меншою 400 кВА доцільно вирішити питання про її об'єднання з навантаженням поруч розташованого цеху, в решті випадків (Рр> 400 кВт) в цеху раціонально встановлювати власне ТП.
Економічно доцільна потужність трансформатора ТП може бути визначена орієнтовно по щільності електричного навантаження (табл. 3.2).
Економічно доцільна потужність трансформаторів
Таблиця 3.2.
Економічна щільність навантаження.
кВА
0,05
0,08-0,15
0,15-0,2
0,2-0,3
0,3-0,35
Ном. потужність Еек тр-ра.
кВА
400
630
1000
1600
2500
Економічна щільність електричного навантаження визначається за розрахунковою навантаженні цеху за найбільш завантажену зміну і по площі цеху [1, с. 102].
, (3.1)
де - Розрахункова електричне навантаження цеху (або об'єднаних цехів) нижче 1 до за найбільш завантажену зміну, кВА;
- Площа цеху, в якому встановлена ​​ЦТП, кв.м.
Величина розрахована в припущенні рівномірного розподілу електричних навантажень по площі цеху. Слід мати на увазі, що при одиничній потужності трансформаторів більше 1000 кВА вони не володіють достатнім струмообмежувальним дією і тому підключається до них низьковольтну апаратуру потрібно перевіряти на термічну та динамічну стійкість до струмів короткого замикання. За вказаною причини іноді доводиться обмежувати потужність трансформаторів до 1000 кВА. Застосування трансформаторів 1600 і 2500 мВА можливі тільки за технічними вимогами до умов (в цехах з наявністю приймачів великої потужності, наприклад електропечей і електроприймачів з приватними навантаження, наприклад, зварювальних установок), якщо це не призводить до значного збільшення капіталовкладень в мережеві вузли.
Вибравши за табл. 3.2 економічно доцільну потужність трансформатора (ів) визначається необхідна кількість таких трансформаторів для живлення найбільшою активного навантаження.
(3.2)
ž де - Розрахункова активне навантаження даної групи трансформаторів за найбільш завантажену зміну від низьковольтних споживачів, кВт;
ž - Коефіцієнт завантаження трансформаторів [табл. 3.1];
ž - Прийнята, виходячи з питомої щільності навантаження, номінальна потужність одного трансформатора, кВА [табл. 3.2];
Економічно виправдана величина реактивної потужності, яку доцільно передати з боку 6-10 кВ в мережу напругою до 1 кВ без збільшення числа і потужності трансформатора ЦТП визначається, як різниця між повною потужністю, передачу якої може забезпечити ЦТП, і обов'язковою до передачі активною потужністю навантаження, кВАр.
, (3.3)
де - Найбільша реактивна потужність, яку доцільно передавати в мережу напруги до 1 кВ через трансформатори;
- Номінальна потужність трансформаторів цехової ТП;
Величина є розрахунковою, тому в загальному випадку припустима реактивне навантаження трансформаторів не дорівнює їй.
Якщо при тому виявляється, що то на ЦТП компенсацію реактивної потужності виконувати не має сенсу і, отже, реактивне навантаження ЦТП дорівнює розрахункової реактивної навантаженні споживачів боку низької напруги.
В іншому випадку ( ) Потрібна установка на стороні низької напруги ЦТП додаткових джерел реактивної потужності. Найчастіше для цих цілей застосовуються батареї статистичних конденсаторів (БК). Потужність встановлюваних БК може бути визначена з (кВАр).
(3.4)
де -Найбільша реактивна потужність, яку доцільно передавати в мережу напруги до 1 кВ через трансформатори;
- Сумарна розрахункова реактивна навантаження нижче 1 кВ за найбільш завантажену зміну.
Якщо в цеху встановлюється декілька трансформаторів, то одиничні потужності БК допускається визначати з умови рівномірності розподілу навантаження між ними, кВАр.
(3.5)
За розрахованим значенням або визначається величина найближчій стандартної потужності БК [П.8]
У випадку, якщо установка БК на стороні низької напруги ЦТП виявилася доцільною, необхідно скоригувати величину його реактивного навантаження, кВАр.
(3.6)
де - Реактивна потужність БК, набрана з стандартних установок.
При відомих значеннях величин активної і реактивної потужностей, що визначають навантаження трансформатора коефіцієнт завантаження в нормальному й аварійному режимах визначається як:
(3.7)
для двотрансформаторних ЦТП,
(3.8)
для однотрансформаторних ЦТП коефіцієнт завантаження в аварійному режимі не визначається.
При визначенні навантаження ліній електропередач, які живлять ЦТП необхідно враховувати втрати активної та реактивної потужності в трансформаторах:
(3.9)
(3.10)
Навантаження на стороні високої напруги ЦТП визначається зі співвідношення:
(3.11)
(3.12)
(3.13)
У пояснювальній записці до курсового проекту наводяться детальні розрахунки за вибором трансформаторів одного з цехів, а решта розрахунків за вибором трансформаторів зводяться в таблицю 3.3. Сумарні втрати активної та реактивної потужності цехових ТП з урахуванням і без урахування відповідної навантаження і потрібно навести у вигляді підсумкових даних у колонках 22 ... 25 названої розрахункової таблиці.
Приклад розрахунку для ТП 7.


отже, необхідна компенсація реактивної потужності на стороні 0,4 кВ.


Приймаються трансформатор ТМ-400
( )


ЦТП
Найменування цеху
№ Цехи
Категорія












ТП1
Компресорна станція
1
1
393,7
369,6
540
6300
0,09
630
400
1х2
0,7
398,2
-
369,6
ТП3
Пресово-зварювальний цех
3
2
454,8
556,8
718,9
8300
0,09
630
400
2х1
0,8
450,3
100
456,8
ТП6
Механічний цех
6
2
604,5
882,7
1070
7300
0,15
1000
400
3х1
0,8
745,8
150
732,7
ТП7
Насосна станція
Сантехнічний ділянку
Гальванічний цех
7
4
9
1
3
2
248,5
41,9
221,5
511,9
231,6
23,6
204,7
459,9
688,1
2800
0,25
1600
400
1х2
0,7
227
300
159,9
ТП8
РМЦ
8
3
267,3
349,3
439,8
1860
0,24
1600
400
1х1
0,95
270
100
249,3
ТП10
Ливарний цех
Електроремонтний цех
Наповнювальна
Територія підприємства
10
2
5
11
1
3
3
3
249,5
90,1
98,3
23,8
461,7
207,4
121,9
88,3
28,5
446,1
642
2870
0,22
1600
400
1х2
0,7
316,9
200
246,1
Таблиця 3.3


ЦТП
Компресорна станція






ΔРт,
кВт
ΔQт,
кВАр



Конденсаторні
установки
ТП1
Компресорна станція
0,68
1,36
0,95
5,5
4,5
2,1
7
8,4
400,7
378
551
-
ТП3
Пресово-зварювальний цех
0,8
-
0,95
5,5
4,5
2,1
8,9
10
463,7
466,8
658
2хУКБН-0 ,38-50
ТП6
Механічний цех
0,79
-
0,95
5,5
4,5
2,1
13,1
6,5
617,6
739,2
963
3хУКБН-0 ,38-50
ТП7
Насосна станція
Сантехнічний ділянку
Гальванічний цех
0,67
1,34
0,95
5,5
4,5
2,1
6,8
8,2
518
168,1
545
2хУКБН-0 ,38-150
ТП8
РМЦ
0,91
-
0,95
5,5
4,5
2,1
5,5
23,3
272,8
272,6
386
УКБН-0.38-100
ТП10
Ливарний цех
Електроремонтний цех
Наповнювальна
Територія підприємства
0,64
1,28
0,95
5,5
4,5
2,1
6,4
7,9
468,1
254
533

2хУКБН-0 ,38-100

Продовження таблиці 3.3

4. Вибір елементів зовнішнього електропостачання промислового підприємства.
4.1. Вибір напруги зовнішнього електропостачання.
Комплекс головних питань при проектуванні системи електропостачання промислового підприємства, поряд з вибором загальної схеми живлення і визначенням доцільної потужності силових трансформаторів включає в себе вибір раціонального напруги, оскільки його значенням визначаються параметри ліній електропередачі і вибираного електрообладнання підстанцій та мереж, а отже - весь техніко - економічний розрахунок.
Вибір напруги зовнішнього електропостачання промислових підприємств проводиться шляхом порівняння величин наведених витрат, розглянутих двох і більше варіантів, коли:
1. Є можливість отримання енергії від джерела живлення при двох і більше напругах;
2. Підприємство з великою електричною потужністю потребує спорудження або значному розширенні існуючих районних підстанцій, електростанцій або споруді власної електростанції;
3. Є зв'язок електростанцій підприємств з районними мережами. Власні електростанції споруджуються при значній віддаленості або недостатньої потужності енергосистем або за наявності спеціальних груп електроприймачів, що вимагає високої безперебійності живлення. Потужність власного джерела залежить від його призначення і може коливатися в дуже широких межах.
Спорудження заводських електростанцій (ТЕЦ) доцільно на підприємствах зі значним теплоспоживанням. У цьому випадку електроенергія передається споживачам на генераторному напрузі 6 - 10 кВ, для чого передбачається генераторне розподільний пристрій (ГРУ).
Цехові ТП та РП приєднуються до ліній 6 -10 кВ до струмообмежувальним реакторів. Кількість ліній 6 - 10 кВ і число токоограничивающих реакторів, приєднаним до шин ГРУ, залежить від потужності підприємства та інших споживачів.
При зниженні навантаження промислового підприємства (святкові і вихідні дні) надлишок потужності генераторів може бути переданий через трансформатор зв'язку в мережу енергосистеми для інших споживачів.
4.2. Вибір числа і потужності трансформаторів ГПП, їх схем і перерізів проводів живильних ліній.
4.2.1. Вибір числа трансформаторів ГПП і схеми на стороні високої напруги.
Правильний технічно і економічно обгрунтований вибір числа і потужності силових трансформаторів головних знижувальних підстанцій (ДПП) промислових підприємств має істотне значення для раціональної побудови схеми електропостачання цих підприємств.
Число трансформаторів визначається вимогами надійності електропостачання споживачів. З цих позицій найкращим є варіант з установкою двох трансформаторів, що забезпечує достатній рівень надійності електропостачання підприємства в цілому.
Однотрансформаторних ГПП застосовують рідко і їх можна проектувати в наступних випадках:
- При можливості здійснення автоматичного резервування від інших джерел живлення споживачів 1 категорії, в тому числі електроприймачів особливої ​​групи;
- За наявності резервного джерела для живлення всіх основних споживачів підприємства при тривалому виведенні з роботи живильної лінії або трансформатора ГПП;
- При можливості швидкої заміни або ремонту погодинного трансформатора ГПП для відновлення нормальної схеми електропостачання підприємства.
На ГПП може бути встановлено три і більше трансформаторів з метою забезпечення надійного електропостачання всіх основних споживачів підприємства. Таке рішення приймають:
- За наявності великих резкопеременних та ударних навантажень і необхідність виділення їх живлення (прокатне виробництво, ковальсько-пресового цехи і т.д.);
- При концентрованих навантаженнях, коли двотрансформаторних ГПП неможливо застосувати по схемним, або конструктивних міркувань;
при явних економічних перевагах виконання трехтрансформаторних ГПП обумовлених, наприклад, спрощенням схемних рішень або умовами подальшого зростання навантажень і розвитку ДПП підприємства.
На великих підприємствах може бути встановлена ​​не одна, а кілька ГПП. Таке рішення визначається на основі техніко-економічних розрахунків і його доцільно розглядати, як правило, при повній розрахункової навантаження підприємства більше 90 ... 100 МВА.
Промислові підприємства отримують електричну енергію, як правило, від районних понижувальних підстанцій енергетичної системи на напрузі 220, 110, 35 і порівняно рідко 10 або 6 кВ. У схему зовнішнього електропостачання входить головна знижувальних підстанцій або центральний розподільний пункт, повітряні або кабельні лінії електропередач від районної підстанції енергосистеми до підприємства і комутаційні апарати ліній, що відходять цієї підстанції.
При розгляді варіантів зовнішнього електропостачання необхідно вибрати схеми на дві напруги, що відповідають вимогам надійності електропостачання підприємства, що проектується, його технологічним особливостям і умов навколишнього середовища. Для кожного варіанта малюються однолінійні електричні схеми, на яких показується комутаційна апаратура підстанції енергосистеми, повітряні або кабельні лінії електропередач, елементи ГПП або ЦРП, а саме: комутаційна захисна апаратура на стороні зовнішньої напруги, силові трансформатори, ввідні і секційні вимикачі на стороні нижчої напруги. Біля кожного елемента схеми вказується його тип з усіма основними номінальними даними, а для роз'єднувачів і вимикачів - тип приводу.
4.2.2. Вибір потужності трансформаторів ГПП.
Вибір номінальної потужності трансформаторів ГПП проводиться на підставі повної розрахункової потужності підприємства.
(4.4)
де - Реактивна потужність, що передається енергосистемою.
Реактивна потужність, що передається енергосистемою, визначається за розрахунковим коефіцієнтом потужності, що встановлюється енергосистемою, кВАр.
Qен = Рр ∙ tgωен, (4.5)
де tgω: 0.27 при 35 кВ 0.31прі 110 кВ. 0.42 при 220 кВ.
Якщо після компенсації реактивної потужності на стороні 0,4 кВ то компенсацію реактивної потужності треба виробляти і на шинах 6-10 кВ. Потужність трансформатора ГПП визначається за умовою.
Sн.т ≥ Sр ∙ 0,7 (N-1) (4.6)
де Sн.т - номінальна потужність трансформатора [П.9];
N - кількість трансформаторів ГПП.
В аварійному режимі залишився в роботі трансформатор необхідно перевірити на допустиму перевантаження за умови обмеження навантаження споживачів.
1.4 ∙ Sн.т ≥ S'p. (4.7)
де S'p - розрахункове навантаження підприємства з урахуванням можливого обмеження споживачів третьої категорії.
4.2.3. Вибір перерізів проводів лінії живлення
Передача електроенергії від джерела живлення до ГПП здійснюється повітряними або кабельними лініями.
Вибір перерізів лінії здійснюється за розрахунковим струму в нормальному режимі: (4.8)
де Uh - номінальна напруга ГПП;
Sp - розрахункова потужність ГПП з боку живильної лінії;
N - кількість ланцюгів лінії;
(4.9)
ΔРт - активна складова втрат у трансформаторах ГПП, кВт;
(4.10)
ΔQт - реактивна складова втрат у трансформаторах ГПП, кВАр;
(4.11)
Вибір перерізів проводів і кабелів здійснюється з економічної щільності струму:
(4.12)
де fек - економічний переріз проводів [П.7];
Jек - економічна густина струму;
За [П.7] вибирається найближче більше стандартне перетин з урахуванням мінімального перерізу за умовами корони для даної напруги і перевіряється на нагрів

4.2.4. Техніко-економічні розрахунки.
У силу того, що величина раціонального напруги, визначеного за (4.1) практично завжди відрізняється від, то до розгляду доцільно прийняти варіанти зі значеннями номінальних напруг найближчих більшого і меншого раціонального. Якщо раціональне напруга відрізняється від найближчого номінального не більше ніж на 10%, то виконується техніко-економічний розрахунок тільки для одного варіанта.
При розгляді декількох варіантів електропостачання вибір робочого варіанту грунтується на мінімумі приведених витрат.
З = Ен ∙ К + І + У (МО), (4.13)
де Ен - нормативний коефіцієнт економічної ефективності, приймається рівним 0,12;
К - одноразові капітальні вкладення, тис. р..;
І - щорічні витрати в тис. р.. ;
У (МО) - математичне очікування від недоотпуск електроенергії, тис. р..
Так як збиток у варіантах однаковий, у техніко-економічних розрахунках його можна не враховувати.
Капітальні вкладення (К) - це основні витрати на будівництво нових електроенергетичних об'єктів, розширення і реконструкція діючих, придбання електрообладнання, витрат на його доставку та монтаж.
Щорічні експлуатаційні витрати (І) (тис.р. / год.), Визначаються витратами на втрати електроенергії (І1), на амортизацію (ІА), на поточний ремонт і утримання обслуговуючого персоналу (ІЕ):
І = І1 + ІА + ІЕ, (4.14)
Вартість втрат електроенергії в розглянутій мережі визначається з:
Іп = З ∙ ΔWа, (4.15)
де Со - вартість електроенергії (приймаємо 0,016 руб / кВт.год) або задається викладачем; ΔWа - річні втрати електроенергії, кВт.год;
ΔWа = ΔWтр + ΔWлеп, (4.16)
ΔWтр = N ∙ ΔPxx ∙ 8760 + (1 / N) ∙ ΔРкз ∙ (Sрп / Sномт) 2 ∙ τа (4.17)
ΔWлеп = N ∙ Ιр2 ∙ Ro ∙ L ∙ τа ∙ 3 ∙ 10-6, (4.18)
τа = (0,124 + Тм/1000) 2 ∙ 8760, (4.19)
де τа - число годин максимальних втрат, годин;
Тм - число годин використання максимуму навантаження, годинників.
Ro - розрахунковий активний опір 1 км провідника лінії Ом / км [П. 7];
L - довжина лінії, км;
Одним з факторів, що впливають на зменшення втрат від корони, є збільшення перерізу проводу повітряної лінії. Тому при виборі проводів повітряних ліній напругою 35 кВ і вище з умови допустимих втрат на корону слід приймати розтин не нижче: АС = 70 / 4 - для ліній напругою 35 і 110 кВ;
АС - 240/21, 6 - для ліній 220 кВ;
Щорічні амортизаційні витрати визначаються з:
ІА = αа ∙ К/100, (4.20)
де αа - нормативний коефіцієнт амортизаційних відрахувань на обладнання (%) [П. 10];
Витрати на обслуговування устаткування визначаються з:
ІЕ = αе ∙ К/100 (4.21)
Якщо розглянуті варіанти економічно однакові (наведені витрати відрізняються менш ніж на 5%) то, слід віддати перевагу варіанту з кращими якісними технічними показниками, тобто у прийнятого варіанту має бути:
- Більш висока номінальна напруга мережі для обліку перспективного розвитку;
- Менша кількість ступенів трансформації з меншими втратами електроенергії та напруги, більш високу якість електроенергії і т.д.

Вибираємо трансформатор
ТМН - 4000/35



5. Розрахунок струмів короткого замикання в мережах СЕС ПП.
5.1. Основні умови і допущення.
Основною причиною порушення нормального режиму роботи системи електропостачання є виникнення КЗ в мережі або в елементах електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого персоналу.
При виникненні КЗ має місце збільшення струмів у фазі системи електропостачання або електроустановок в порівнянні з їх значенням в нормальному режимі роботи. У свою чергу, це викликає зниження напруги в системі, яке особливо велике поблизу місця КЗ.
Розрахунок струмів КЗ з урахуванням реальних характеристик і дійсних режимів роботи всіх елементів системи електропостачання складний. Тому для вирішення більшості практичних завдань вводять допущення, які не вносять в результати розрахунків істотних погрішностей, а саме:
- Не враховується зсув по фазі ЕРС різних джерел живлення, що входять у розрахункову схему;
- Трифазна мережа вважається симетричною;
- Не враховуються струми навантаження елементів мережі;
- Не враховуються ємності, а отже, і ємнісні струми в повітряному та кабельної мережах;
- Не враховується насичення магнітних систем, що дозволяє вважати постійними і не залежать від струму індуктивні опори всіх елементів короткозамкненою ланцюга;
- Не враховуються струми намагнічування трансформаторів;
- Не враховують активний опір мережі, якщо виконується умова де і сумарне активний і реактивний опори елементів систем від джерела живлення до точки КЗ.
- При визначенні струму КЗ враховують підживлення від двигунів високої напруги: підживлення від синхронних двигунів враховують як в ударному, так і в який відключається струмі КЗ; підживлення від асинхронних двигунів - тільки в ударному струмі КЗ.
5.2. Точки розрахунку струму короткого замикання.
Залежно від потужності джерела живлення підприємства при розрахунках струмів КЗ виділяють два характерних випадки:
- КЗ в ланцюзі, що живиться від системи нескінченної потужності:
- КЗ поблизу генератора обмеженою потужності.
Системою нескінченної потужності умовно вважають джерело, напруга на шинах якого залишається практично незмінним за будь-яких змінах струму в підключеною до нього ланцюга.
Розрахунковими точками КЗ в даній роботі приймаються шини високої напруги і шини низької напруги ГПП підприємства.
5.3. Схеми для розрахунку струмів короткого замикання.
Для розрахунку КЗ складають розрахункову схему системи електропостачання (рис. 5.1) і на її основі схему заміщення (рис. 5.2). Розрахункова схема являє собою спрощену однолінійну схему, на якій вказують всі елементи системи зовнішнього електропостачання та їх параметри, які враховуються при розрахунках струму КЗ. Тут же вказують точки, в яких необхідно визначити струм КЗ. Схема заміщення являє собою електричну схему, відповідну розрахунковій схемі, в якій всі елементи системи зовнішнього електропостачання представлені опорами.
Всі опору підраховують в поіменованих (Ом) або відносних одиницях. Для розрахунку опорів задаються базовими величинами: напругою і потужністю.
Як базисний напруги приймають номінальна напруга тієї ступені, на якій має місце КЗ (= 6.3, 10.5, 21, 37, 115, 230 кВ).
За базисну потужність беруть потужність одного трансформатора ГПП або деяку умовну одиницю потужності, наприклад 100 або 1000 МВА.
Хс - задається у завданні на курсовий проект приведена до потужності енергосистеми (Sc).
5.4. Послідовність розрахунку струмів КЗ.
- Вибираються базисні потужність і напруга;
- Виконується розрахунок опору лінії (о.е.);
Хл *= Худ ∙ L ∙ (Sб / Uб ), (5.1)
- Виконується розрахунок опору трансформатора (о.е.):
Хт = (Uk ∙ Sб) / (100 ∙ Sн), (5. 2)
- Розраховується струм короткого замикання:
Iкз = Iб ∙ I * nk, (5.3)
Iб = Sб / ( ), (5.4)
I * nk = Е * с / Х * Σ, (5,5)
Е * з = 1


Розрахунок струмів в точці К1


Розрахунок струмів в точці К2
;

Системи електропостачання сучасних промислових підприємств характеризуються розгалуженою мережею 6-10 кВ з руховим навантаженням при розрахунку струм КЗ в подібних установках струми підживлення від двигунів можуть бути значними і в ряді випадків відбуватися струм КЗ від системи.
При розрахунку струму КЗ з урахуванням двигунів визначаються лише початкові значення періодичних складових струму КЗ без урахування їх зсуву по фазі.
Початкове значення періодичної складової струму КЗ синхронного двигуна без урахування його зовнішнього опору, коли за базисні умови приймаються його номінальний струм і напруга, розраховується за формулою:
Igo = E''o ∙ Iн / Х''d, (5.6)
де X "d - сверхпереходное опір, відн.од.;
Е''о - надпровідні ЕРС в початковий момент КЗ, відн.од.;
IН - номінальний струм двигуна.
Величина Е "про визначається з урахуванням того, що, двигун працював у номінальному режимі з перепорушенням.
Е''о = , (5.7)
де cosF - номінальний коефіцієнт потужності двигуна в режимі перезбудження.
Ударний струм КЗ синхронного двигуна:
iyд = ∙ Куд ∙ Igo, (5.8)
де Куд - ударний коефіцієнт можна прийняти рівним 1,8.
Ударний струм в точці КЗ обчислюється арифметичним підсумовуванням ударних струмів двигунів і ударного струму короткого замикання.
iуд = ∙ Kyд ∙ Igoi + ∙ Куд ∙ Ino, (5.9)
Розрахунки струмів короткого замикання та вибір апаратури на напругу менше 1 кВ докладно описані в [6].
У мережі напругою до 1000 В на величину струму КЗ досить істотний вплив чинить активний опір таких елементів як збірні шини, трансформатори струму, що відключають струмові котушки автоматів та інших апаратів, а також опір різних контактних з'єднань.
Так як величини активного опору сумірні з реактивним, то розрахунок струмів КЗ в установках до 1000 В провадиться за повним опору.
У курсовому проекті розрахунок струмів КЗ ведеться для однієї найбільш потужної ЦТП і вибирається апаратура і шини на стороні до 1000 В.
5.5 Вибір комутаційної апаратури на початку ліній, що відходять від підстанцій енергосистеми та на вводі ГПП і ЦТП.
Вибір і перевірка вимикачів проводиться за такими параметрами: за номінальній напрузі
Uуст ≤ Uном, (5.10)
по тривалому току Iраб.утяж ≤ Iном, (5.11)
де Iраб.утяж - робочий струм вимикача в найбільш важкому режимі.
Iраб.утяж = (1,4 ∙ Sн.т. ) / ( ∙ Uном) (5.12)
по номінальному струмі електродинамічної ємності
- Симетричного Iпо ≤ Iдін, (5.13)
- Асиметричному Iуд.макс = (5.14)
по номінальному струмі відключення
- Симетричного Inτ ≤ Iотк.ном (5.15)
Якщо умова Inτ ≤ Iотк.ном дотримується, а Iаτ> IaH0M, то допускається перевірка за відключає здатності виробляти по повному струму КЗ: Inτ + Iаτ ≤ iOTK / HOM (1 + βH/100) (5.16)
де βH - процентний вміст апериодической складової в струмі короткого замикання. Визначається по залежності βH = f (τ) (рис. 5.3), тут τ = tз.мін + tв - час від початку короткого замикання до відключення вимикача; tз.мін = 0.01 с - мінімальний час дії релейного захисту; tв - власний час відключення вимикача за каталогом;
за номінальним імпульсу квадратичного струму (термічної стійкості).
Bk = Int2 (t3 + tB + ta) ≤ Iтер2, tтер = Вв.доп, (5.17)
Паспортні дані для вимикача Iн, Iдін, Iотк, Iтер, tтep, tв наведені в довідниках [П. 11].
Розділювачі вибираються за нормальним напрузі (Uc ≤ Uh), нормальному тривалого струму (Iраб.утяж ≤ Iном), а в режимі короткого замикання повторюються по електродинамічної (Iуд.макс. ≤ Iдін) і термічної (Вк <Вк.доп) стійкості. Паспортні дані зазначених апаратів наведені в довіднику.
Для захисту устаткування ГПП від перенапруг вибираються ОПН.

Вибір і перевірка апаратури на 35 кВ:
Вибір вимикача
Iном = 43,6 A; Iутяж = Imax = 61 A; Iпоск1 = 2,8 Кa; Iуд.к1 = 7,2 Кa
Приймемо вимикач елегазові ВГБЕ-35
Uн = 35 кВ; Iн = 630 А; Iоткл.ном = 12,5 кА; iдін = 35 кА; Iтер = 25 кА; tтер = 3 с; tоткл = 0,07 с; tсв = 0,04 с.
Перевірка по напрузі установки: Uн ≤ Uуст, кВ.
35 = 35кВ
Перевірка по тривалому току: Iн ≥ IМАХ, А
630> 61 A
Перевірка за відключає здібності:
а) На симетричний струм відключення:
Iоткл.н ≥ Iпτ;
Iпτ = Iпоск1
12,5> 2,8 Кa
б) на можливість відключення апериодической сотавляющие струму к.з.:
ia.ном ≥ iaτ (расч.), кА
ia.ном = Iоткл.н; iaτ (расч.) = ∙ Iпоск1 ∙
τ = tрз + tсв
де, tрз = 0,01 с - час спрацьовування релейного захисту;
tсв = 0,04 с - власний час відключення вимикача;
Та = 0,02 с [4, c. 150]
τ = 0.01 +0.04 = 0.05 = 50 мс.
Βном = 31% [4, c.296]
ia.ном =

Перевірка на електродинамічну стійкість:
iдін ≥ iудк1 35> 7,2 Кa
Перевірка термічну міцність: I тер ∙ tтер ≥ Bк,
I тер ∙ tтер = 25 ∙ 3 = 1875 кА ∙ з
Тепловий імпульс:
Вк = I поск1 (tоткл + Ш)
Де tоткл = tв = 0,07 с
Вк = 2,8 ∙ (0,07 +0,02) = 0,7 кА ∙ з
1875> 0,7 кА ∙ з
Вимикач задовольняє вимогам установки.
Вибір роз'єднувача:
Приймаються РНД-35/1000 У1
Uн = 35 кВ; Iн = 1000 А; iдін = 63 кА; Iтер = 25 кА; tтер = 4 с.
Перевірка:
Uн = Uуст = 35 кВ
Iн ≥ IМАХ, А 1000> 61 A
iдін ≥ iудк1; 80> 11.9 Кa
I тер ∙ tтер = 25 ∙ 4 = 2500 кА ∙ з> Bк = 0,7 кА ∙ з
Роз'єднувач відповідає вимогам установки.
Вибір вимикача на 10кВ:
Ip = 0.7 ∙ Sнт / ( ∙ Uн) = 0,7 ∙ 4000 / ( ∙ 10) = 162 А;
Imax = 1.4 ∙ Ip = 1.4 ∙ 162 = 227 A;
Iпок2 = 2,3 кА;
iудк2 = 7 Кa;
Приймаються вимикач ВБПЕ-10-1/630 УЗ
Uн = 10 кВ; Iном = 630 А; Iоткл.ном = 10 кА; iдін = 26 кА;
Iтер = 10 кА; tтер = 3 с; tв = 0,08 с; tсв = 0,06 с.
Перевірка по напрузі установки: Uн ≥ Uуст, кВ.
10,5> 10 кВ
Перевірка по тривалому току: Iн ≥ IМАХ А
630> 227 A
Перевірка за відключає здібності:
Iоткл.н ≥ Iпτ; Iпτ = Iпоск2 = 2,3 кА
10> 2,3 Кa
Перевірка на електродинамічну стійкість:
Iдін ≥ iудк1 26> 7 Кa
Перевірка на термічну міцність: I тер ∙ tтер ≥ Bк, кА ∙ з
I тер ∙ tтер = 10 ∙ 3 = 300 кА ∙ з
Вк = I поск1 (tоткл + Ш)
Де tоткл = tв = 0,08 с
Вк = 2,8 ∙ (0,08 +0,02) = 0,8 кА ∙ з
300> 0,8 кА ∙ з
Вимикач задовольняє вимогам установки.


Рис. 5.3. Крива залежності Вн від r

6. Вибір схем розподільчої мережі підприємства
6.1 Розрахунок живильних ліній і вибір напруги
Внутрішньозаводське електропостачання промислових підприємств і установок здійснюється в основному за допомогою електричних мереж напругою 6, 10, 35, 110, 220 кВ. Основними питаннями при побудові раціональних та економічних систем електропостачання промислового підприємства є питання вибору схем електропостачання, а відповідно і вибір напруг живильних і розподільних мереж.
У живильних і розподільних мережах середніх підприємств приймається напруга 6 -10 кВ.
Вибір величини напруги розподільних мереж підприємства залежить від величини навантажень на напругу 6 і 10 кВ. Критерієм вибору є техніко-економічні показники, в першу чергу наведені витрати, які розраховуються як для мережі, так і для понижувальних підстанцій.
У курсовому проекті дається тільки технічне обгрунтування величини напруги, при цьому слід розглянути декілька варіантів.
1.Согласно "Інструкції з проектування електропостачання промислових підприємств СН 174 - 74" для розподільних мереж слід застосовувати, як правило, напруга 10 кВ. Це рішення однозначно приймається за відсутності електроприймачів на напругу 6 кВ.
2. При установці на ГПП трансформаторів потужністю 25 МВА і більше та наявності навантаження на напругу 6 кВ, що становить 40-60% загального навантаження підприємства, найбільш економічної є схема електропостачання з використанням трансформаторів з розщепленими вторинними обмотками на 10 і 6 кВ і розподільною мережею на два напруги . При меншій частки навантаження електроприймачів на напругу 6 кВ доцільно приймати трансформатори з розщепленими вторинними обмотками на напругу 10 кВ, а електроприймачі напругою 6 кВ живити від групових чи індивідуальних трансформаторів, що знижують напругу з 10 кВ до 6 кВ.
3.При встановленні на ГПП трансформаторів потужністю 16 МВА і менше з цілими обмотками і наявності електроприймачів на напругу 6 кВ практично у всіх випадках доцільно вибирати напругу 6 кВ, тому що інакше в загальній вартості розрахункових витрат питома вага узгоджувальних трансформаторів 10 / 6 кВ буде значним .
4. Якщо навантаження електроприймачів на напругу 6 кВ перевищує 60 -70% загального навантаження підприємства, то доцільно обмежиться одним напругою 6кВ.
6.2 Побудова схем електропостачання
У курсовому проекті дається тільки технічне обгрунтування схем розподільних мереж підприємства. При цьому повинні задовольнятися наступні вимоги будівельних норм СН 174 - 74.
1. Розподіл електроенергії на промисловому підприємстві повинно виконуватися по радіальних, магістральних і змішаними схемами в залежності від територіального розташування навантажень, величини споживаної потужності та інших характерних особливостей проектованого підприємства. Перевагу слід віддавати, як правило, магістральним схемами.
2. Схеми слід виконувати одне і двоступінчастими.
3. Схема повинна будується так, щоб всі її елементи постійно перебували під навантаженням, а при аварії на одному з них залишилися в роботі могли взяти на себе його навантаження шляхом перерозподілу її між собою з урахуванням допустимого перевантаження.
4. При побудові схем електропостачання споживачів 1 і 2-ї категорій повинно здійснюватися глибоке секціонування у всіх ланках схеми.
5. Схеми розподілу електроенергії на першій ступені від ГПП до РП на напругу 6, 10 кВ приймаються наступними:
- На великих енергоємних підприємствах при передачі в одному напрямку потужності більше 15-20 МВА при напрузі 6 кВ, більше 25-35 МВА при напрузі 10 кВ і більше 35 МВА при напрузі 35 кВ-магістральні та радіальні схеми, здійснювані за допомогою струмопроводів;
- На великих і середніх підприємствах з меншими потоками потужності - магістральні та радіальні схеми, здійснюється з допомогою кабельних ліній.
6. магістральні схеми напругою 6, 10 кВ для живлення цехових трансформаторних підстанцій повинні застосовуватися:
- При послідовному, лінійне розташування підстанцій;
- Для групи технологічних пов'язаних агрегатів.
7. Число трансформаторів напругою до 10 кВ, що приєднуються до однієї магістралі, слід приймати 2-3 при їх потужності 1000 - 2500 кВА і 3-4 при менших потужностях.
8. Радіальні схеми слід застосовувати при навантаженні, розташованих у різних напрямках від джерела живлення. Одноступінчасті радіальні схеми потрібно виконувати при живленні великих зосереджених навантажень (насосні, компресорні, перетворювальні підстанції, електричні печі тощо). Двоступінчаті радіальні схеми застосовують при наявності у цехах великий
групи електроприймачів (асинхронні і синхронні двигуни, електричні печі і т.д.) напругою вище 1000 В. Необхідність спорудження високовольтних розподільних пунктів у цехах визначаються техніко-економічними розрахунками. Питання про спорудження РП слід розглядати, як правило, при числі
ліній, що відходять з обох секцій РП не менше 8.
9. Схеми трансформаторних підстанцій напругою 6, 10, 0,4 кВ повинні проектуватися без збірних шин первинної напруги.
10. Глухе приєднання цехового трансформатора повинен застосовуватися при радіальному харчуванні за винятком випадків: харчування від пункту, що знаходиться у веденні іншої експлуатуючої організації або необхідності встановлення вимикаючого апарату за умов захисту.
11. Установка комутаційної апаратури перед цеховим трансформатором при магістральної схемі живлення підстанції обов'язкове.
У практиці проектування та експлуатації рідко застосовувати схеми внутрішньозаводського розподілу електроенергії, побудовані тільки по радіальному (рис. 6.1) або тільки магістральному (рис. 6.2) принципом. Поєднання переваг радіальних і магістральних схем дозволяє створити систему електропостачання з кращими техніко-економічними показниками.
Для кожного варіанта складають розрахункову електричну схему і визначають перетин ліній з економічної щільності струму, по допустимому навантаженні в нормальному режимі, з перевіркою за довго допустимому струму з урахуванням перевантаження в аварійному режимі і термічної стійкості току короткого замикання.


Ріс.6.1.Радіальнаясхема
Рис 6.2. Магістральна схема.

6.3 Конструктивне виконання електричної мережі
Вибір способу розподілу електроенергії залежить від величини електричних навантажень та їх розміщення, щільності забудови підприємства, конфігурації технологічних, транспортних та інших комунікацій, забрудненості фунта на території підприємства і т.д.
Токопроводи напругою 6, 10, 35 кВ (жорсткі та гнучкі) при нормальній навколишньому середовищу прокладаються на відкритих опорах, при забрудненому середовищі або завантаженою комунікаціями території - в закритих галереях, тунелях і на залізобетонних кронштейнах, що зміцнюються на зовнішній стіні виробничої будівлі.
Кабельні лінії можуть прокладатися в траншеях, блоках, каналах, на кабельних естакадах і галереях. Прокладання кабелів у блоках допускається; в місцях перетину з залізницями; в умовах великої обмеженості траси, у місцях, де можливі випадки розливу розплавленого металу і т.п.
Типи кабелів вибираються в залежності від прийнятого способу прокладки відповідно до рекомендацій.
Після вибору і розрахунку схем внутрішнього електропостачання на
А1 - м форматі малюється повна принципова електрична схема підприємства. На схемі показуються всі зв'язки ГПП (ЦРП) з високовольтними РП, ТП і високовольтними електроприймачами, а також зв'язку ТП з низьковольтними РПН.
На схемі вказуються тип і довжина повітряних і кабельних ліній, типи силових трансформаторів, комутаційної апаратури, запобіжників, трансформаторів струму і напруги, шин розподільних пристроїв, трансформаторів власних потреб, конденсаторних установок, комплексних розподільних пристроїв і вимірювальних приладів, встановлених на стороні вищої і нижчої напруги головною понизительной підстанції. При цьому в позначенні використовуваного електрообладнання слід вказати номінальні дані, наприклад, напруга, потужність, струм, а також струм електричної стійкості, коефіцієнт трансформації трансформаторів струму і т.д.
Для пояснювальної записки на А4-му форматі малюється спрощена схема електропостачання підприємства (без роз'єднувачів, трансформаторів струму та напруги). На ній демонструються тільки шини нижчого напруги ГПП, РП, ТП, РПН і високовольтні електроприймачі. Схеми на А4-му форматі використовується для пояснення розрахунків живильних ліній підприємства. На (рис. 6.3) наведено приклад спрощеної електричної схеми внутрішнього електропостачання підприємства.
6.4 Розрахунок живильних ліній
Переріз кабелів напругою 10 кВ визначається з економічної щільності струму і перевіряється по допустимому струму кабелю в нормальному режимі роботи з урахуванням умов його прокладки, по струму перевантаження, втрати напруги в післяаварійному режимі і термічної стійкості до струмів короткого замикання. Весь розрахунок зводиться в табл. 6.1.
Розрахунковий струм у кабельній лінії в нормальному режимі:
, (6.1)
де Sp.к. - Потужність, яка повинна передаватися по кабельній лінії в нормальному режимі.
Наприклад, при харчуванні однотрансформаторних цехової підстанції це розрахункове навантаження трансформатора підстанції, при харчуванні двохтрансформаторної підстанції це розрахункове навантаження, що припадає на один трансформатор, а при харчуванні розподільного пристрою 6, 10 кВ це навантаження, споживана однією секцією збірних шин. Для магістральної лінії потужність Sp.к. повинна визначатися для кожної ділянки шляхом підсумовування розрахункових навантажень відповідних трансформаторів, що живлять по даній дільниці магістральної лінії.
Перетин кабельної лінії, що визначається за економічної щільності струму:
(6.2)
де Jе - економічна густина струму, що залежить від типу кабелю і тривалості Тм використання максимуму навантаження.
За результатом розрахунку вибирається кабель, що має найближчим менше стандартне перетин по відношенню Fе. При виборі типу виконання кабелю повинні враховуватися умови навколишнього середовища. Для обраного кабелю за таблицями з довідників знаходять тривало допустимий струм.
Допустимий струм кабелю з урахуванням умов його прокладки розраховується за формулою:
(6.3)
де Кп - поправочний коефіцієнт на число паралельно кабелів, які прокладаються;
Кт - поправочний коефіцієнт на температуру середовища, в якому прокладається кабель;
Nk - число запараллеленних кабелів у кабельній лінії;
Кпер = 1,25 - коефіцієнт перевантаження.


Рис. 6.3. Частковий спрощеної електричної схеми внутрішнього електропостачання підприємства
Згідно ПУЕ для кабельних ліній, що прокладаються по трасах в різних умовах охолодження, перерізи кабелів повинні вибиратися по ділянці траси з найгіршими умовами охолодження, якщо довжина його становить більше 10 м. Наприклад, при прокладці кабелю в траншеї та кабельному каналі цеху коефіцієнт Кт береться по температурі цеху не нижче + 20 ... 25 градусів.
Під післяаварійних режимах кабельної лінії будемо розуміти режим, коли виходить з ладу одна з двох кабельних ліній, що живлять споживачів 1 і 2 категорії. При цьому навантаження на лінію подвоюється, тобто 1ав = 11р.к. Допустиме перевантаження в зазначеному режимі.
, (6.4)
де Кав - коефіцієнт перевантаження. Втрати напруги в кабельній лінії:
ΔU = [(Рр ∙ Ro ∙ L + Qp ∙ Хо ∙ L) / Nk ∙ Uп] ∙ 100% <ΔUдоп = 5%, (6 5)
де Рр, Qp - розрахункова активна і реактивна навантаження;
Ro, Хо - питомі активне і індуктивний опір кабелю.
На цьому попередній розрахунок кабельних ліній для нормального і аварійного режимів закінчується. Отримані перетину кабелів використовуються при розрахунку струмів короткого замикання, після якого визначається перетин кабелів Ft.c. по термічній стійкості до струмів короткого замикання і, якщо вибране у даному розділі перетин кабелю виявляється менше Ft.c, to проводиться його відповідне уточнення в табл. 6.1.
Для перевірки кабелю по термічній стійкості визначається теплової імпульс струму короткого замикання:
(6.6)
Вк = I2ПО ∙ (toтк. + Ш), КВ2 ∙ з
де toтк. - Час відключення, обчислюється за формулою:
tотк = tотк.в + tр.з, з (6.7)
де Та - постійна часу загасання апериодической складової струму КЗ;
toтк.в. - Повний час вимкнення вимикача;
tp.з. - Час дії релейного захисту;
Ino - початкове значення періодичної складової струму КЗ.
Капітальні витрати кожного варіанту включає в себе вартість осередків РУ з вимикачами Кв, що встановлюються на РУ ГПП, вартість кабельних ліній Кл і вартість вступних осередків з вимикачами навантаження Квн, тис.р.
К = Кв + Кл + Квн, (6-8)
де Кв = n ∙ Кво; Квн = m ∙ Квн, (6.9)
n, m - кількість осередків РУ з вимикачем;
Кво - вартість одного осередку РУ з силовим вимикачем;
Квн - вартість одного осередку РУ з вимикачем навантаження.
Кл = Куд ∙ L, (6.10)
де Куд - вартість 1км кабельної лінії з прийнятим перетином, тис.руб.
L - довжина кабельної лінії, км (визначається з генплану підприємства).
Експлуатаційні витрати Се складаються з вартості втрат електроенергії в лініях Спл, амортизаційних відрахувань на клітинки РУ з вимикачами Сав і кабельні лінії Сал.
Cе = Спл + Сав + Сал (6-11)
Коефіцієнт завантаження кабелю в нормальному режимі:
Кз = Ксн ∙ Ip / Iдоп (6 12)
де Iдоп - допустимий струм кабелів;
Iр - розрахунковий струм кабелів;
Кcм - коефіцієнт зниження струмового навантаження, приймає рівним 0.9; Втрати активної потужності в лінії при дійсним навантаженням:
ΔР = 3 ∙ (0.9 ∙ Iдоп) 2 ∙ Ro ∙ L ∙ 10-3 ∙ Кз2, кВт ∙ год (6.13)
де Ro - питомий активний опір кабелів. Втрати енергії в лінії становить, кВт ∙ год:
ΔW = ΔP ∙ τ, (6.14)
де τ - число годин максимальних втрат в цілому по підприємству. Вартість щорічних втрат електроенергії в лініях тис.р. / рік.
Спл = Спо ∙ ΔW, (6.15)
де Спо - 0,016 р / (кВт ∙ год) вартість 1 кВт * год втрат електроенергії або задається викладачем. Амортизаційні відрахування на вимикачі (Сав) і лінії (Сал), тис.р. / рік.
Сав = αв ∙ Кв; Сал = αл ∙ Кп, (6.16)
де αав і αал питомі амортизаційні відрахування відповідно на вимикачі та кабельні лінії.
Наведені витрати з урахуванням внутрішньозаводського електропостачання, тис. р. / рік:
З = 0.12 ∙ К + Се, (6 .17)
На підставі порівняння показників системи внутрішньозаводського електропостачання остаточно беруть варіант, що має найменші приведені витрати і задовольняє всім технічним вимогам, місцевих умов, перспективного розвитку і т.п.
Розрахунок радіальної схеми живлення підстанцій ТП 6.1 і ТП 6.2


де, jе - економічна густина струму
Перетин кабелю по термічній стійкості Fт.с. до струмів к.з.

Де, -Теплової імпульс
tоткл = tзмін + tcв
tзмін = 1,2 с-час спрацьовування релейного захисту
tсв-власний час спрацьовування вимикача
Приймаються вимикач ВБПЕ-10-1/630
Iном = 630 А; Uном = 10кВ; tсв = 0,06 с;
Кво = 6 ∙ 100 = 600 УРАХУВАННЯМ
Tотк = 1,2 + 0,06 = 1,26 з
Вк = 2,8 ∙ (1,26 + 0,01) = 9,96 кА ∙ з
Fтс = ∙ 1000/94 = 33,5 мм
Лінія ГПП-ТП6.1і ГПП6.2
L6.1 = 0,18 км; L6.2 = 0,26 км; L = L6.1 + L6.2 = 0,44 км
Приймаються кабель ААШВ (3х35); fст = 35,5> Fт.с.
Ro = 0,89 Ом / км; Iдоп = 115 А
Куд = 1,88 ∙ 100 = 188 т.р / км
Допустимий струм кабелю з урахуванням його прокладки
I'доп = Kп ∙ Кт ∙ Кпер ∙ Iдоп> Ip / Nk
Де, Кп = 0,9 - поравочний коефіцієнт на число паралельно прокладається кабель;
Кт = 1,14-поправочний коефіцієнт на температуру середовища, в якому прокладається кабель;
Кпер = 1,25-коефіцієнт перевантаження;
Nк = 1-число запараллеленних кабелів у кабельній лінії
I'доп = 0,9 ∙ 1,14 ∙ 1,25 ∙ 115 = 147,5 А
Кл = Куд ∙ L = 188 ∙ 0,44 = 82,7 т. р.
Втрати активної потужності в лінії при дійсним навантаженням:
ΔР = 3 ∙ (0,9 ∙ Iдоп) ∙ Ro ∙ L ∙ 10 ∙ (Kз) ,
де, Кз = Ip / Iдоп = 0,9 ∙ 17,7 / 115 = 0,14-коефіцієнт Завантаження кабелю в нормальному режимі.
ΔР = 3 ∙ (0,9 ∙ 115) ∙ 0,89 ∙ 0,44 ∙ 10 ∙ (0,14) = 0,25 кВт
Втрати енергії в лінії:
ΔW = ΔP0 ∙ τ = 0.25 ∙ 3410 = 841,1 кВт ∙ год
Вартість щорічних втрат електроенергії в лініях:
Спл = Спо ∙ ΔW = 1,6 ∙ 10 ∙ 841,1 = 1,4 т. р.
Капітальні витрати До включають в себе вартість осередків РУ з вимикачами Кв, встановлювані в РУ ГПП, вартість кабельних ліній Кл і вартість вступних осередків з вимикачами навантаження Квн:
К = Кв + Кл + Квн,
де, Кв = n ∙ Кво = 2 ∙ 600 = 1200 т. р.. - Загальна вартість (n = 2) осередків з вимикачами.
Квн = m ∙ Кво - вартість осередків РУ з вимикачами навантаження
(До вн0 = 1,6 * 100 = 160 УРАХУВАННЯМ; m = 0 - для радіальної схеми).
К = 1200 + 82,7 + 0 = 1282,7 УРАХУВАННЯМ
Амортизаційні відрахування на вимикачі Сав і Сал:
Сав = αв ∙ Кв; Сал = αл ∙ Кл
де, αв і αл - питомі амортизаційні відрахування відповідно на вимикачі та кабельні лінії.
Сав = 0,064 ∙ 1200 = 76,8 т. р.;
Сал = 0,023 ∙ 82,7 = 1,9 т. р.
Експлуатаційні витрати:
Се = Спл + Сав + Сал = 1,4 + 76,8 + 1,9 = 80,1 т. р.
Наведені витрати для радіальної схеми:
Зрада = 0,12 ∙ К + Се = 0,12 ∙ 1282,7 + 80,1 = 234 УРАХУВАННЯМ
Розрахунок магістральної схеми живлення ТП 6.1 і ТП 6.2

Потужність, що передається через лінію L 6.1
Sp6.1 = 2 ∙ 321 = 642 кВА
Ip6.1 = 2 ∙ 17,7 = 35,4 A
Fе = 2 ∙ 12,6 = 25,2 мм
Вкмаг = I2пок2 ∙ (tоткл + Ш)
tоткл = tзмін + tсв + Δt = 1,2 + 0,06 + 0,5 = 1,76 с,
де Δt = 0,5 с - час селективного захисту.
Вкмаг = 2,8 ∙ (1,76 +0,01) = 13,87 кА ∙ з
Fтс.маг = ∙ 1000/94 = 40 мм
Приймаються кабель ААШВ (3х50)
Куд = 211 УРАХУВАННЯМ / км; Ro = 0.62 Ом / км; Iдоп = 140 А; L6.1 = 0.26 км
I'доп = Кп ∙ Кт ∙ Кпер ∙ Iдоп = 1 ∙ 1,14 ∙ 1,25 ∙ 140 = 199,5 А
Кл6.1 = 211 ∙ 0,18 = 38 т. р.
Кз = 0,9 ∙ Ip / Iдоп = 0,9 ∙ 35,4 / 140 = 0,23
ΔР6.1 = 3 ∙ (0,9 ∙ Iдоп) ∙ Ro ∙ L ∙ 10 ∙ Kз = 3 ∙ (0,9 ∙ 140) ∙ 0,62 ∙ 0,18 ∙ 10 ∙ 0,23 = 0,28 кВт.
Лінія ТП 6.1 і ТП 6.2
L = 0.08 км; ААШВ (3х50)
Кл6.2 = 211 ∙ 0,08 = 16,9 т. р.
Кз = 0,9 ∙ 17,7 / 140 = 0,11
ΔР6.2 = 3 ∙ (0,9 ∙ 140) ∙ 0,62 ∙ 0,08 ∙ 10 ∙ 0,11 = 0,03 кВт
ΔРмаг = ΔР6.1 + ΔР6.2 = 0,28 +0,03 = 0,31 кВт
ΔWмаг = ΔРмаг ∙ τ = 0,31 ∙ 3410 = 1057,1 кВт ∙ год
Спл = Спо ∙ ΔWмаг = 1,6 ∙ 10 ∙ 1057,1 = 1,7 т. р.
Кл = Кл6.1 + Кл6.2 = 38 +16,9 = 54,9 т. р.
Кв + Квн = n ∙ Кво + m ∙ Квно = 1 ∙ 600 +2 ∙ 160 = 920 УРАХУВАННЯМ
Кмаг = Кл + Кв + Квн = 54,9 +920 = 974,9 УРАХУВАННЯМ
Сав = αв ∙ (Кв + Квн) = 0,064 ∙ 920 = 58,9 т. р.
Сал = αл ∙ Кл = 0,023 ∙ 54,9 = 1,3 т. р.
Семаг = Спл + Сав + Сал = 1,7 +58,9 +1,3 = 61,9 т. р.
Змаг = 0,12 ∙ Кмаг + Семаг = 0,12 ∙ 974,9 +61,9 = 178,9 УРАХУВАННЯМ
Оскільки Змаг <Зраду, то для енергопостачання ТП 6.1 і ТП 6.2 приймемо магістральну схему.


Генеральний план промислового підприємства

Список літератури
1. Єрмілов А. А. Основи електропостачання промислових підприємств. - 4-е вид., Перераб. і доп. - М.: Вища школа, 1983. - 208 с.
2. Козлов В. А. Електропостачання міст. - П.: Вища школа. Ленінгр. отд-е, 1988.
3. Коновалова Л. Л., Рожкова Л.Д. Електропостачання промислових підприємств і установок: Учеб. посібник для технікумів. - М.: Вища школа, 1989.
4. Кудрін Б.І., Прокопчик В.В. Електропостачання промислових підприємств: Учеб. посібник для вузів. - М.: Вищ. шк., 1988.
5. Неклепаев Б.М., Крючков І.П. Електрична частина електростанцій: Справ, матеріали для курсового і дипломного проектування: Учеб. посібник для вузів - 4-е вид., перераб. і доп. - М.: Вища школа, 1989.
6. Рістхейн Е.М. Електропостачання промислових установок: Учеб. для вузів. - М.: Вища школа, 1991.
7. Рожкова Л.Д., Козулін Б.С. Електрообладнання станцій та підстанцій. - М.:
Вища школа, 1987.
8. Довідник з проектування електропостачання / під ред. Ю.Г. Барибін и др. - М.: / Вища школа, 1990.
9. Федоров А.А., Каменєв В.В. Основи електропостачання промислових підприємств: Учеб. для вузів. - 4-е вид., Перераб. і доп. - М.: Вища школа, 1984.
10.Федоров А.А., Стариков Л.Є. Навчальний посібник для курсового і дипломного проектування з електропостачання промислових підприємств: Учеб. Посібник для вузів. - М.: Вища школа, 1987.
11.Данілов Н.І. Енергозбереження. Єкатеринбург, Енерго-Прес, 1999, 109 с.
12. Іванов BC, Соколов В.І. Режими споживання і якість електроенергії
і систем електропостачання промислових підприємств. - М.: Вища школа, 1987.-336 с.
13. Якість електроенергії. Навчальний посібник з дисципліни «Електропостачання», А.А. Алексєєв, С.С. Ананічева. - Єкатеринбург, УГТУ, 1999.
14.Основи електропостачання: Навчальний посібник з дисципліни «Електропостачання» А.А. Алексєєв, С.С. Ананічева, А.С. Бердін. Єкатеринбург: УГТУ, 1999.
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Фізика та енергетика | Курсова
863.6кб. | скачати


Схожі роботи:
Електропостачання
Дистанція електропостачання
Електропостачання садівництва
Електропостачання аеропортів
Мережі електропостачання
Електропостачання сільського виробництва
Електропостачання очисного забою
Електропостачання механічного цеху
Електропостачання електромеханічного цеху
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru