Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблиця 1.1. - Завдання для ремонтно-механічного цеху

№ п/п	Найменування устаткування	Установлена потужність, кВт (одного ЕП)	Кв		Кількість (шт.)
1	2	3	4	5	6
1	Вентилятор калориферів	5,5	0,65	0,75	4
2	Зварювальний тр-тор, ПВ=65%	32	0,3	1,73	2
3	Кран мостовий, G=10т, ПВ=40%	60+35+6+60	0,1	1,73	3
4	Вертикально-свердлильний верстат	5,5+0,4	0,14	1,73	2
5	Наждак	4	0,25	1,17	3
6	Токарно-гвинторізний верстат	22+2,2+0,2	0,16	1,73	2
7	Продольно-строгальний верстат	55+22+13+2,2	0,17	1,17	2
8	Вертикально-свердлильний верстат	10+1,5+0,4	0,14	1,73	3
9	Механічні двері	1,5			1
10	Вентилятори калориферів дверей	17	0,65	0,75	2
11	Стенд збирання й обкатки машин	30			4
12	Прес кривошипний	4	0,7	1,17	2

Таблиця 1.2. - Завдання для підприємства в цілому

№ цеху	Назва цеху	Рн, кВт
1	2	3
1	Ливарний цех	2270
2	Штампувальний цех	2000
3	Гальванічний цех	2340
4	Механічний цех №2	970
5	Кузнечно-пресовий цех	3800
6	Механічний цех №1	1420
7	Електроремонтний цех	1100
8	Компрессорна №1
	а) 0,4 кВ	150
	б) СД 10 кВ	5000
9	Компрессорна №2
	а) 0,4 кВ	150
	б) СД 10 кВ	5000
10	Насосна станція №1	730
	Насосна станція №2	1200
11	Інструментальний цех	620
12	Заводоуправління	390
13	Матеріальний склад	60
14	Матеріальний склад	60
15	Матеріальний склад	60

1. Визначення розрахункового навантаження промислового підприємства

1.1. Визначення розрахункового навантаження ремонтно-механічного цеху

Розрахункове навантаження ремонтно-механічного цеху можна визначити, використовуючи статистичний метод розрахунку і вихідні дані завдання. Суть методу полягає в наступному+. Розрахункове навантаження ЕП визначають двома інтегральними показниками: середнім навантаженням Р_с і середньоквадратичним відхиленням за рівнянням:

, (1.1)

де - прийнята кратність розсіювання, виводиться для розрахункового навантаження за піком температури і зносом ізоляції.

Опускаючи всі викладки, для одержання виразів за цим методом коефіцієнт К_м записуємо у такому вигляді:

, (1.2)

де: . (1.3)

Тоді порядок розрахунку навантажень статистичним методом буде такий:

- по розрахунковому вузлу визначається сумарна встановлена потужність Р_ні виділяється найбільш потужний ЕП в групі Р_н.макс;

- визначається ефективне число ЕП;

- визначається середнє навантаження Р_с і К_в;

- визначається коефіцієнт максимуму К_м;

- визначається розрахункове навантаження за формулою:

(1.4)

- визначається реактивне навантаження за формулою:

, (1.5)

де: (1.6)

Розрахункове навантаження ремонтно-механічного цеху починаємо з того, що за довідковими даними заповнюємо в таблиці розрахунку коефіцієнти використання Кв і потужності .

Для вентилятору калориферів визначаємо середні навантаження:

(1.7)

(1.8)

Аналогічно визначаємо середні навантаження для іншого устаткування ремонтно-механічного цеху і результати заносимо в таблицю.

За сумарним значенням середніх потужностей визначається коефіцієнт використання ремонтно-механічного цеху:

 (1.9)

З усього устаткування вибираємо найбільш потужний електроприймач і знаходимо ефективне число:

(1.10)

Для визначення розрахунковой потужності необхідно визначити коефіцієнт максимуму:

(1.11)

Знаходимо активну розрахункову потужність ремонтно-механічного цеху:

(1.12)

За довідковими таблицями знаходимо коефіцієнт L_м = 1,0 для визначення реактивної потужності:

(1.13)

Повна потужність ремонтно-механічного цеху:

(1.14)

Всі отримані результати заносимо в таблицю1.3.

Таблиця 1.3. - Розрахункове навантаження ремонтно-механічного цеху

№ п/п	Найменування устаткування	Кіль-кість шт.	Установлена потужність, кВт	Кв		Розра-хункові величини	Nеф	Км	Рр, кВт	Qр, кВар	Sp, кВА	Ip, A
			Одно-го ЕП	Загальна			Рс, кВт	Qc, кВар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Вентилятор калориферів	4	5,5	22	0,65	0,75	14,3	10,7
2	Зварювальний тр-тор, ПВ=65%	2	32	64	0,3	1,73	19,2	33,2
3	Кран мостовий, G=10т, ПВ=40%	3	60+35+6+ 60	483	0,1	1,73	48,3	83,6
4	Вертикально-свердлильний верстат	2	5,5+ 0,4	11,8	0,14	1,73	1,65	2,9
5	Наждак	3	4	12	0,25	1,17	3	3,5
6	Токарно-гвинторізний верстат	2	22+ 2,2+ 0,2	48,8	0,16	1,73	7,8	13,5
7	Продольно-строгальний верстат	2	55+22+13+ 2,2	184,4	0,17	1,17	31,3	36,7
8	Вертикально-свердлильний верстат	3	10+ 1,5+ 0,4	35,7	0,14	1,73	5	8,6
9	Механічні двері	1	1,5	1,5	0,8	0,75	1,2	0,9
10	Вентилятори калориферів дверей	2	17	34	0,65	0,75	22,1	16,6
11	Стенд збирання й обкатки машин	4	30	120	0,7	1,17	84	98,3
12	Прес кривошипний	2	4	8	0,7	1,17	5,6	6,55
	Всього	30		1025,2	0,24		243,5	315	13	1,47	358	315	476,9	724,6

1.2. Визначення розрахункового навантаження цехів

Площу освітлювальних приміщень розраховуємо за масштабом, зазначеним у завданні. Питоме освітлювальне навантаження для окремих промислових приміщень і коефіцієнт попиту освітлювальних установок приймаємо відповідно до довідкових даних.

Визначаємо розрахункове навантаження ливарного цеху за формулами:

(1.15)

(1.16)

Визначаємо площу цього цеху, вона дорівнює 4900 м². За питомим значенням освітлювального навантаження і площі цеху визначаємо номінальну потужність освітлювальних установок:

(1.17)

Розрахункове навантаження освітлювальних установок:

(1.18)

Сумарне активне навантаження для цеху:

(1.19)

Повна потужність цеху з урахуванням освітлювального навантаження:

(1.20)

Аналогічно визначаємо потужність для інших цехів та заносимо в таблицю1.4.

Таблиця 1.4. - Розрахункове навантаження цехів

№ цеху	Назва цеху	Силове навантаження	Освітлювальне навантаження	Силове та освітлювальне навантаження
		Рн , кВт	Кn	cos	Pp, кВт	Qp, кВар	F, м2	Рп.о, кВт	Рн.о, кВт	Кп.о	Рр.о, кВт	Рр+Рр. кВт	Qp, кВар	Sp, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Ливарний цех	2270	0,75	0,8	1702,5	1277	4900	14,3	70,1	0,95	67	1769,5	1277	2182
2	Штампува-льний цех	2000	0,75	0,8	1500	1125	15675	15,6	244,5	0,85	208	1708	1125	2045
3	Гальва-нічний цех	2340	0,5	0,65	1170	1368	23650	17,0	402	0,95	382	1552	1368	2069
4	Механічний цех №2	970	0,5	0,65	485	567,5	15675	17,0	266,5	0,95	253	738	567,5	931
5	Кузнечно-пресовий цех	3800	0,75	0,8	2850	2138	15675	14,3	224	0,95	213	3063	2138	3735
6	Механічний цех №1	1420	0,5	0,65	710	831	5075	17,0	86,3	0,95	82	792	831	1148
7	Електроре -монтний цех	1100	0,6	0,75	660	581	9600	14,3	137,3	0,85	117	777	581	970
8	Компре-сорна №1 0,4 кВ	150	0,75	0,8	112,5	84,4	1250	9,1	11,4	0,95	11	3873,5	2897,4	4837
	Компресор-на №1 СД 10 кВ	5000	0,75	0,8	3750	2813
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
9	Компре-сорна №2 0,4 кВ	150	0,75	0,8	112,5	84,4	1250	9,1	11,4	0,95	11	3873,5	2897,4	4837
	Компресор-на №2 СД 10 кВ	5000	0,75	0,8	3750	2813
10	Насосна станція №1	730	0,75	0,8	548	411	600	9,1	5,5	0,95	5,2	1453,2	1086	1814
	Насосна станція №2	1200	0,75	0,8	900	675
11	Інструмен-тальний цех	620	0,6	0,76	372	318	600	14,0	8,4	0,95	8	380	318	496
12	Заводо-управління	390	0,77	0,8	300	249	10000	17,0	170	0,95	161,5	461,5	249	524
13	Матеріаль-ний склад	60	0,2	0,6	12	16	5000	8,1	40,5	0,95	38,5	50,5	16	53
14	Матеріаль-ний склад	60	0,2	0,6	12	16	1150	8,1	9,3	0,95	9	21	16	26,4
15	Матеріаль-ний склад	60	0,2	0,6	12	16	2000	8,1	16,2	0,95	15,4	27,4	16	32
16	РМЦ	476,9	0,75	0,76	358	315	5000	14,3	71,5	0,85	61	419	315	524
	Територія						112100	0,22	24,7	1	24,7	24,7
	Всього	27797			19317	15698			1800		1454,3			26036

1.3. Визначення розрахункового навантаження промислового підприємства в цілому

Розрахункова повна потужність заводу визначається за розрахунковим активним та реактивним навантаженням цехів з урахуванням розрахункових навантажень освітлення, втрат потужності в трансформаторах цехових і головних знижувальних підстанцій. Сумарні розрахункові активні і реактивні навантаження промислового підприємства за результатами розрахунків дорівнюють:

- силових приймачів - Р_р = 19317 кВт, Q_р = 15698 кВар;

- освітлювальних приймачів, включаючи висвітлення цехів і територій промислового підприємства - Р_р.о = 1454,3 кВт.

Оскільки трансформатори цехових підстанцій ще не обрані, то приблизно втрати потужності в них визначають із співвідношень:

- активні (1.21)

- реактивні , (1.22)

де:

. (1.23)

Тоді втрати потужності в трансформаторах цехових підстанцій складуть:

- активні

- реактивні

Визначаємо розрахункову активну потужність промислового підприємства, віднесену до шин ГПП, за виразом:

(1.24)

Середньорічне активне навантаження промислового підприємства:

(1.25)

Розрахункова реактивна потужність промислового підприємства, віднесена до шин 10 кВ головної знижувальної підстанції з урахуванням коефіцієнту різночасності максимумів силовоо навантаження К_р.м = 0,95 визначається за виразом:

(1.26)

Знаходимо значення середньозваженого, природнього коефіцієнта потужності за рік:

(1.27)

Нормативне значення коефіцієнта потужності приймаємо рівним 0,95, отже, tg=0,33.Тоді:

(1.28)

Нескомпенсована потужність на шинах 10 кВ головної знижувальної підстанції:

(1.29)

Розрахункове навантаження на шинах 10 кВ головної знижувальної підстанції з урахуванням компенсації реактивної потужності:

 (1.30)

Оскільки трансформатори головної знижувальної підстанції ще не обрані, то втрати потужності в них знаходимо приблизно:

o активні:

(1.31)

o реактивні:

(1.32)

Розрахункова повна потужність промислового підприємства з боку вищої напруги трансформаторів головної знижувальної підстанції складає:

(1.33)

1.4. Побудова картограми і визначення центра електричних навантажень

Для визначення місця розташування головної знижувальної підстанції на генплані заводу визначаємо центр електричних навантажень, а також будуємо картограму електричних навантажень.

Картограму будуємо з умови, що площі кіл картограми (F_i) в обраному масштабі (m) є розрахунковими, повними навантаженнями цехів (S_pi),тоді радіуси кіл для кожного кола визначаємо з виразу:

(1.34)

Центр навантажень приймаємо співпадаючим з центром ваги цеху. Це допущення обумовлене тим, що невідомий розподіл приймачів електроенергії по площі цехів. Освітлювальне навантаження наносимо у вигляді сектора кола, що зображує навантаження цеху. Кут сектора (б) визначаємо зі співвідношення повних розрахункових навантажень S_pi і розрахункових освітлювальних навантажень Р_р.о цехів. Для визначення місця положення головної знижувальної підстанції знаходимо центр електричних навантажень промислового підприємства за допомогою аналітичного методу додавання рівнобіжних навантажень, заснованого на теорії проекціїй. На генплан промислового підприємства довільно наносять осі координат, і координати центру електричних навантажень визначаємо за формулами:

(1.35)

(1.36)

Для ливарного цеху:

S_pi = 2182 кВА.

m = 1,0 кВА/мм²

Масштаб вибираємо довільно, виходячи з отриманих розрахункових даних і генерального плану промислового підприємства.

Сектор кола, який показує величину освітлювального навантаження в загальному навантаженні цеху, визначаємо так:

(1.37)

Аналогічно робимо розрахунки для іншіх цехів заводу і дані зводимо в таблицю.

Картограму навантажень зображуємо у вигляді кола з радіусом r для кожного цеху, а сектрор з кутом б виділяємо штрихуванням. Для визначення центра електричних навантажень скористаємося генеральним планом промислового підприємства з урахуванням наведеного масштабу.

Таблиця 1.5. - Розрахункові дані для побудови картограми навантажень

№ цеху за планом	Spi	Pp.o	R,мм	б, град
1. Ливарний цех	2182	67	26,4	11
2. Штампувальний цех	2045	208	25,5	36,6
3. Гальванічний цех	2069	382	25,7	66,5
4. Механічний цех №2	931	253	17,2	98
5. Кузнечнопресовий цех	3735	213	34,5	20,5
6. Механічний цех №1	1148	82	19	25,7
7. Електроремонтний цех	970	117	17,6	43,4
8. Компресорна №1	4837	11	39,2	1
9. Компресорна №2	4837	11	39,2	1
10. Насосна станція №1, №2	1814	5,2	24	1
11. Інструментальний цех	496	8	12,6	5,8
12. Заводоуправління	524	161,5	13	111
13. Матеріальний склад	53	38,5	4,1	261,5
14. Матеріальний склад	26,4	9	3	123
15. Матеріальний склад	32	15,4	3,2	173
16. Ремонтно-механічний цех	524	61	13	42

Таблиця 1.6. - Визначення центру електричних навантажень

№ за планом	Spi, кВА	Хі, м	Yі, м	Spi* Хі	Spi* Yі
1	2182	200	355	436400	774610
2	2045	450	325	920250	664625
3	2069	585	360	1210365	744840
4	931	585	230	544635	214130
5	3735	585	415	2184975	1550025
6	1148	525	80	602700	91840
7	970	235	105	227950	101850
8	4837	175	530	846475	2563610
9	4837	235	530	1136695	2563610
10	1814	80	185	145120	335590
11	496	80	140	39680	69440
12	524	540	515	282960	269860
13	53	195	215	10335	11395
14	26,4	265	190	6996	5016
15	32	80	465	2560	14880
16	524	70	285	36680	149340
Всього	26036			8634776	10124661

Центр електричних навантажень і картограми відображаємо на генеральному плані промислового підприємства. При проектуванні джерела живлення (головної знижувальної підстанції) дані розрахунки враховуємо, і підстанцію розташовуємо в центрі електричних навантажень або поблизу нього, якщо центр попадає на план цеху заводу. Це дає можливість у новій мережі, що споруджується, скоротити втрати потужності при передачі електроенергії споживачеві.

1.5. Визначення кількості цехових трансформаторів і розрахунок компенсуючих пристроїв

Правильний розподіл кількості й потужності цехових трансформаторів є техніко-економічним завданням, тому що зменшення кількості трансформаторів і збільшення їх одиничної номінальної потужності зменшує кількість ячейок розподільних пристроїв, сумарну довжину лінії і втрату електроенергії в мережі напругою 10 кВ, але при цьому зростає вартість мережі напругою 0,4 кВ і втрати в них. Збільшення кількості трансформаторів навпаки, знижує витрати на цехові мережі, але збільшує кількість ячейок розподільних пристроїв і втрати в мережі 10 кВ. Однак, при деякій кількості трансформаторів з номінальною потужністю можна добитися мінімальних приведених витрат. Такий варіант і буде оптимальним. При цьому визначається і потужність батарей конденсаторів у мережах до 1 кВ.

У даному випадку розрахунок проводимо двома послідовними етепами:

· вибір економічно оптимального числа трансформаторів цехових трансформаторних підстанцій;

· визначення додаткової потужності батарей конденсаторів з метою оптимального зниження втрат у трансформаторах і в мережі 10 кВ підприємства, що живить ці трансформатори.

Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів

, (1.38)

де Q_н.к.(1) і Q_н.к.(2) - сумарні потужності батарей, що визначаються на двох вказаних етапах розрахунку.

Сумарна Q_н.к. потужність батарей конденсаторів розподіляється між окремими трансформаторами пропорційно їх реактивним навантаженням.

1.6. Вибір економічно оптимальної кількості трансформаторів цехових трансформаторних підстанцій

Для кожної технологічно концентрованої групи цехових трансформаторів однакової потужності мінімальна їх кількість, необхідна для живлення найбільшого активного навантаження, визначається за формулою:

(1.39)

де Р_{м. Т} - найбільше сумарне розрахункове активне навантаження даної групи трансформаторів;

_Т - коефіцієнт завантаження трансформаторів;

S_Т -прийнята номінальна потужність одного трансформатора;

N - добавка до найближчого більшого цілого числа.

Економічно оптимальну кількість трансформаторів визначаємо за формулою:

(1.40)

де m - додаткова кількість трансформаторів, що визначається залежно від N_Tmin і N.

При трьох і менше трансформаторах їх потужність вибираємо, виходячи з найбільшого активного навантаження згідно з умовою:

(1.41)

За обраною кількістю трансформаторів визначаємо найбільшу реактивну потужність, яку доречно передати через трансформатори в мережу напругою до 1 кВ:

(1.42)

Сумарна потужність батарей конденсаторів для даної групи трансформаторів на першому етапі розрахунків складає:

(1.43)

де Q_м.Т - сумарне розрахункове реактивне навантаження.

Коли виявиться, що Q_н.к.(1)0, то на першому етапі розрахунків встановлення батареї конденсаторів не потребує, тоді Q_н.к(1) =0.

1.7. Визначення додаткової потужності конденсаторів

Додаткова сумарна потужність батарей конденсаторів для даної групи трансформаторів Q_н.к.(2):

(1.44)

де - розрахунковий коефіцієнт, що визначається залежно від показників К₁ і К₂ і схеми живлення цехової підстанції.

Якщо виявиться, що Q_н.к.(2) 0, то для даної групи трансформаторів Q_н.к.(2)=0.

Розрахунок для дипломного завдання:

Для максимально економічного розрахунку та технічного втілення цехи з відносно невеликим навантаженням формуємо в групи, які будуть живитись від однієї трансформаторної підстанції.

Таблиця 1.7. - Визначення кількості цехових трансформаторів і додаткової потужності конденсаторних батарей

№ за планом	S, кВА	Рм.Т, кВт	Qн.к.(1), кВар	Qн.к.(2), кВар	Qн.к. кВар	К-сть трансформаторів, n	Кількість ТП	К-сть і потужність БК
1, 15, 16	2738	2216	1281	0	1281	2*1600	1	2*600+100
2	2045	1708	0	0	0	2*1600	1	0
3, 4	3000	2290	0	0	0	2*2500	1	0
5, 12	4259	3524,5	2387	0	2387	2*2500	1	4*600
6, 7	2118	1569	0	0	0	2*1600	1	0
8	4837	3873,5	0	0	0	3*2500	2	0
9	4837	3873,5	0	0	0	3*2500	2	0
10, 11, 13, 14	2389,4	1904,7	258	0	258	2*1600	1	200+75

Для першої групи цехів визначаємо мінімальну кількість трансформаторів, необхідних для живлення найбільшого активного навантаження:

Економічно оптимальна кількість трансформаторів:

Найбільша реактивна потужність, яку доречно передати через трансформатори в мережу напругою до 1 кВ:

Сумарна потужність батарей конденсаторів на першому етапі складає:

Додаткова сумарна потужність батарей конденсаторів для даної групи конденсаторів:

Оскільки останній параметр менше 0, на другому етапі розрахунків встановлення конденсаторних установок не потрібне.

Розрахунки для інших груп цехів проводимо аналогічно.

1.8. Вибір кількості й потужності силових трансформаторів ГПП

Згідно з [8] на ПС 35-750 кВ здійснюємо, як правило, встановлення двох силових трансформаторів. Встановлення більше двох трансформаторів можливе при:

· необхідності двох середніх напруг на ПС;

· відсутності трифазного трансформатора необхідної потужності;

· відповідних обґрунтуваннях.

На початковому етапі експлуатації допускається встановлення одного трансформатора за умови забезпечення вимог до електропостачання споживачів засобами мережного резервування.

Від запроектованої підстанції передбачається живлення електроприймачів усіх категорій і відсутність резервування по мережі низької напруги, у зв'язку з чим потрібне встановлення двох трансформаторів.

Потужність трансформаторів вибираємо так, щоб при відключенні одного з них на час ремонту чи заміни, трансформатор, що залишився в роботі, забезпечував живлення навантаження з урахуванням довгостроково припустимого перевантаження:

, (1.45)

де: S_н.т.- номінальна потужність трансформатора, МВА;

S_макс - максимальне значення повної потужності навантаження за графіком, МВА;

k_ав - коефіцієнт припустимого перевантаження в аварійному режимі.

Відповідно до держстандарту ГОСТ14209-87 в аварійних умовах допускається робота трансформаторів (з будь-якою системою охолодження) незалежно від температури охолодного середовища протягом 5 діб за графіком з навантаженням першого ступеня не вище 0,9 і навантаженням другої ступіні до 1,4 номінальної потужності; при цьому тривалість другого ступеня не повинна перевищувати 6 годин. Відповідно до цього при попередньому визначенні потужності силових трансформаторів слід прийняти k_ав = 1,4. Визначену таким способом потужність трансформатора необхідно уточнити з урахуванням графіка навантаження. Для цього заданий графік навантаження підстанції перетворюємо в еквівалентний (у відношенні зносу) двоступінчастий. Перетворення графіка виконуємо в наступній послідовності_.:

· кожна ділянка графіка підрозділяється на ступені такої тривалості, в межах яких має місце незначна зміна навантаження. Для кожного такого ступеня вибирається середнє навантаження;

· на заданому графіку навантаження проводимо горизонтальну лінію з ординатою, що дорівнює потужності попередньо обраного трансформатора S_н.т.;

· перетином цієї лінії з вихідним графіком виділяємо ділянку перевантаження тривалістю h^?;

· визначаємо початкове навантаження еквівалентного графіка за формулою:

(1.46)

де: S₁, S₂, … S_n - потужність навантаження відповідного ступеня графіка (S₁, S₂, … S_n S_н.т.);

t₁, t₂ ... t_n- тривалість відповідного ступеня, год;

· визначаємо попереднє значення коефіцієнта перевантаження еквівалентного графіка:

(1.47)

де: S?₁, S?₂, … S?_n - потужність навантаження відповідного ступеня графіка (S?₁, S?₂, … S?_n S_н.т.);

h₁, h₂, … h_n- тривалість відповідних ступенів, год.

Ділянку перевантаження знаходимо перетином лінії номінальної потужності трансформатора з вихідним графіком.

Потім слід порівняти попереднє значення коефіцієнта перевантаження k₂^/ із значенням максимального коефіцієнта перевантаження:

(1.48)

Якщо k₂^/0,9 k_макс, то треба прийняти коефіцієнт перевантаження k₂ = k₂^/; якщо ж k₂^/ 0,9 k_макс,то приймають k₂ = 0,9 k_макс, при цьому коригують час перевантаження за формулою:

, (1.49)

де h?= h₁+h₂+…+h_n.

Отримані значення k₂ і h порівнюють із наведеними в ДСТ [3, табл. П 4.1- П.4.14; 6, табл. 1.36]. Якщо розраховані значення не перевищують наведених у ДСТ, то трансформатор за умовою найбільших навантажень вибраний правильно.

При виборі треба враховувати еквівалентну температуру охолодного середовища И_охл і систему охолодження трансформатора.

Обраний за припустимістю аварійного перевантаження в зимовий період трансформатор варто перевірити за припустимістю систематичного перевантаження в літній період при виведенні в ремонт другого трансформатора.

Методика перевірки за систематичним навантаженням аналогічна вищенаведеній.

Вихідні дані: розрахункове навантаження промислового підприємства - S_р=26,036 МВА, середня зимова температура оточуючого середовища t _{оточ.сер.}=-5^оС.

Рис. 1.1. - Графік навантаження промислового підприємства

МВА

Вибираємо трансформатор S_н.тр = 25 МВА.

;

якщо <то

Після порівняння одержаних значень k₂ і h з наведеними в ДСТ робимо висновок, що трансформатор вибраний правильно.

1.9. Вибір оптимального варіанта електропостачання заводу

Схему внутрішнього електропостачання заводу розробляють з урахуванням розміщення джерел живлення і споживачів, величини їх напруг і потужностей, необхідної надійності, розташування і конструктивного виконання ліній, РП і цехових ТП, а також вимог до системи електропостачання.

Надійність чи економічність схеми підвищуються, якщо задовольняються такі умови:

· скорочується кількість ступенів трансформації і набли-жається джерело вищої напруги до споживача;

· не передбачуються спеціальні резервні (нормально не працюючі) лінії і трансформатори; всі елементи схеми в нормальному режимі повинні знаходитися під навантаженням і працювати окремо; при аварії одного з елементів (лінії, транс-форматора), елемент, що залишився, може працювати з допустимим перевантаженням, яке передбачене ПУЕ, і з відключенням частини невідповідних споживачів;

· у всіх ланках системи розподілення енергії, починаючи від шин ГПП (ТЕЦ) і закінчуючи шинами напруги до 1000 В цехових ТП, а іноді і цехових силових РП, здійснюється секціонування шин, а при перевищенні навантажень першої і другої категорії передбачається пристрій автоматичного введення резерву (АВР);

· паралельна робота ліній і трансформаторів передбачається при ударних навантаженнях (прокатні стани, потужні зварювальні агрегати, електропечі), або коли АВР не забезпечує необхідну швидкодію відновлення живлення, що визначається режимом електроприймачів. Варіант па-ралельної роботи приймають тільки при техніко-економічному обґрунтуванні його доцільності.

Електроенергія на напругах 6--10 кВ розподіляється за радіальними і магістральними схемами. Радіальні схеми (одно- і двоступінчасті) застосовують при розміщенні споживачів у різних напрямках від джерела живлення.

На найбільших підприємствах і для живлення великих зосереджених навантажень використовують одноступінчасті схеми. Двоступінчасті схеми з проміжними РП виконують для великих і середніх підприємств з цехами, що розташовані на великій території. Від проміжного РП живляться транс-форматори цехових ТП й великі електроприймачі. Транс-форматори цехових ТП підключаються до ліній наглухо і вся комутаційна апаратура встановлюється на РП. Звичайно до одного РП підключають чотири-п'ять ТП.

Радіальні схеми більш двох ступенів роблять лінію головних ділянок важкою, ускладнюють захист і комутацію.

При наявності електроприймачів першої і другої категорій РП і підстанції живляться не менше ніж по двох окремо працюючих лініях. Якщо в цеху є переважно приймачі третьої категорії, то він живиться від однотрансформаторної підстанції, а живлення окремих відповідальних навантажень резервується перемичками між підстанціями.

По радіальних лініях першого ступеня живляться РП, ТП1, ТП4, ТП5 і ТП6. По лініях другого ступеня отримують живлення ТП2 і ТПЗ. Всі комутаційні апарати розміщені на ГПП і РП. На ТП1, ТП2 і ТПЗ встановлено по два трансформатори з глухим приєднанням до живлячих ліній. Кожна лінія і трансформатор розраховані на покриття всіх навантажень першої категорії і основних навантажень другої категорії. При відсутності даних про характер навантажень кожна лінія і трансформатор двотрансформаторних підстанції вибирають, виходячи з 60--70 % від сумарного навантаження підстанції.

Шини ГПП, РП, ТП1, ТП2 і ТПЗ секціоновані (принцип глибокого секціонування). Секційні апарати нормально розімкнуті і на них передбачений пристрій АВР. При аварії будь-якого елемента (лінії або трансформатора) він відключається, спрацьовує пристрій АВР на секційному апараті, вмикаючись, він забезпечує живлення споживачів по парал-ельному елементу схеми, використовуючи її перевантажувальну здатність.

Рис. 1.2. - Радіальна схема електропостачання

На ТП4, ТП5 і ТП6 встановлено по одному трансформатору. Для живлення приймачів другої категорії між ТП4 і ТП5 з боку 0,4 кВ зроблена перемичка. Пропускна здатність низьковольтних перемичок, кабельних або шинних (при схемі блоку трансформатор--магістраль), між підстанціями, якщо це необхідно за умовами надійності, приймається 15--30 % від потужності трансформатора.

Живлення однотрансформаторних підстанцій при наявності приймачів другої категорії виконується, виходячи з вимог ПУЕ для двокабельної лінії. При порушенні одного з кабелів вимикач відключає всю лінію, персонал відокремлює роз'єднувачем порушений кабель з двох боків і вмикає вимикач. Все навантаження переводиться на діючий кабель.

Радіальні схеми використовують при кабельному або повітряному прокладанні ліній. Магістральні схеми застовують при ліній-ному (“впорядкованому”) розміщенні підстанцій на території підприємстві і виконуються у вигляді одиночних і подвійних ма-гістралей з одно- або двобічним живленням.

Одиничні магістралі без резервування служать для живлення невідповідальних споживачів. Схема одиничної магістралі з двобічним живленням більш надійна. У нормальному режимі підстанції можуть живитися тільки від одного джерела (при другому - резервному) або від двох джерел одночасно; при цьому магістраль розімкнена на одній з підстанцій. Особовим випадком одиночної магістралі з двобічним живленням є кільцева схема

Схеми подвійних магістралей високонадійні й використовуються при наявності навантажень першої і другої категорій на підстанціях з двома секціями збірних шин або на двотрансфор-маторних підстанціях без збірних шин вищої напруги. Кожна магістраль розрахована на покриття навантажень відповідальних споживачів усіх підстанцій. Секційні вимикачі нормально розімкнуті й обладнані пристроєм АВР. Ма-гістралі можуть отримувати живлення від другого джерела. Схему подвійної магістралі з двобічним живленням (“зустрічна” ма-гістраль) застосовують при наявності двох незалежних джерел.

Конструктивно магістральні схеми виконують кабе-лями, струмопроводами і повітряними лініями. При кабельних лініях 6-10 кВ рекомендується приєднувати до однієї ма-гістралі не більше чотирьох-п'яти трансформаторів потужністю до 1000 кВА. Магістральні схеми зі струмопроводами доцільні при концентрованих потужних споживачах і передачі великих потоків енергії. Магістральні повітряні лінії зв'язують на напругах 35--220 кВ окремі ГПП і подають живлення на ПГВ.

Глибокі вводи здійснюють у вигляді магістральних повітряних ліній з відпайками-відгалуженнями до підстанцій 35-220 кВ або у вигляді радіальних кабельних і повітряних ліній. Система глибоких вводів дозволяє розподіляти енергію при підвищеній напрузі, скорочує довжину кабельних ліній 6-10 кВ, дає можливість обходитися без проміжних РП 6-10 кВ, розукрупнює потужні ГПП, полегшує регулювання напруги і спрощує розвиток системи електропостачання.

Рис. 1.3. - Схема одиночних магістралей: а - живлення від одного джерела; б - з двобічним живленням; в - кільцева.



Рис. 1.4. - Схема подвійних наскрізних магістралей; а) подвійна наскрізна магістраль при наявності збірних шин на цеховій ТП; б) з двобічним живленням при відсутності збірних шин на цеховій ТП.

1.12 Техніко-економічні розрахунки в системі електропостачання промислового підприємства

Найбільш економічним рішенням електропостачання є варіант, що відповідає технічним вимогам і має найменші витрати. Приведені витрати, грн./рік, що є мірою вартості, визначають за виразом:

, (1.50)

де: Е_н - коефіцієнт приведення (нормативний коефіцієнт ефективності), що дорівнює в енергетиці 0,12 1/рік;

К_е - одноразові капіталовкладення, які визначають у діючих цінах, грн., з урахуванням вартості монтажу і будівельної частини;

І - щорічні витрати виробництва, грн./рік;

У - ймовірний народногосподарський збиток за рік через перерви у електропостачанні.

(1.51)

де: И_а - амортизаційні відшкодування;

И_п - витрати на втрати електроенергії;

И_е - витрати на експлуатацію і ремонт.

(1.52)

де Е_а - коефіцієнт відшкодування від капітальних витрат на амортизацію

(1.53)

де: Р - втрати активної потужності, кВт;

С₀ - питома вартість втрат активної енергії, грн./кВт*рік.

Втрати потужності Р знаходять по елементах мережі.

Для ліній

(1.54)

де: U_н - номінальна напруга лінії, кВ;

Р - активна потужність, кВт;

Q - реактивна потужність, кВар;

R - опір лінії, Ом.

Для трансформаторів номінальної потужності S_н:

(1.55)

де: n - кількість трансформаторів у групі;

Р_х.х. і Р_к.з. - номінальні (табличні) втрати холостого ходу й короткого замикання, відповідно, кВт;

Т_В - час роботи трансформаторів, год/рік (при його роботі весь рік Т_В=8760 год);

S - фактична потужність по всіх трансформаторах групи, МВА;

- час найбільших втрат, год.

(1.56)

де Е_т.р. - коефіцієнт відшкодування від капітальних витрат на поточний ремонт і експлуатацію.

Народногосподарський збиток містить в собі збиток від перерви електропостачання, пропорційний кількості недоданої енергії, збиток, залежний від тривалості перерви і кількості недоданої енергії і збиток від зниження якості енергії. У курсовому проекті для спрощення розрахунків будемо враховувати збиток від перерви електропостачання, пропорційний недоданій енергії. У цьому випадку він визначається, як:

(1.57)

де: у₀ - питомий збиток від недодачі електроенергії, грн./кВт*год;

Е_н.д. - енергія, недодана за рік через відключення споживачів:

, (1.58)

де: Е_рік - енергія, отримана споживачем за рік 8760 год, кВт*год/рік;

Т - час простою Е_рік визначають за розрахунковою потужністю заводу і часом використання максимуму активного навантаження.

Проводимо розрахунок кабелю між ГПП та ТП1.

Отже обираємо кабель перерізом 70 мм² з мідними жилами з паперовою просоченою маслоканіфольною і нестікаючою ізоляцією у свинцевій або алюмінієвій оболонці марки ААШвУ.

Аналогічно розраховуємо інші кабелі і результати варіанта 1 заносимо в таблицю 1.8.

Таблиця 1.8. - Розрахунок розподільчої мережі для першого варіанту електропостачання

Лінія	FДГСТ	Довжина ділянки, км	Кількість кабелів, шт.	ДР, кВт
ГПП-ТП1	70	0,06	2	2,02
ГПП-ТП2	50	0,035	2	0,92
ГПП-ТП3	95	0,13	2	3,78
ГПП-ТП4	120	0,065	2	3,08
ГПП-ТП5	50	0,22	2	6,23
ГПП-ТП6	95	0,31	2	5,85
ГПП-ТП7	95	0,21	2	3,98
ГПП-ТП8	95	0,22	2	4,21
ГПП-ТП9	95	0,165	2	3,16
ГПП-ТП10	70	0,24	2	6,26
				39,49

Для другого варіанта проводимо аналогічні розрахунки і результати зводимо в таблицю 1.9.

Таблиця 1.9. - Розрахунок розподільчої мережі для другого варіанту електропостачання

Лінія	FДГСТ	Довжина ділянки, км	Кількість кабелів, шт.	ДР, кВт
ГПП-ТП1	240	0,075	2	15,27
ТП1-ТП10	120	0,125	2
ТП10-ТП5	50	0,135	2
ГПП-ТП4	240	0,085	2	19,92
ТП4-ТП2	120	0,09	2
ТП2-ТП3	70	0,115	2
ГПП-ТП7	120	0,21	2	14,43
ТП7-ТП6	50	0,05	2
ГПП-ТП9	120	0,175	2	12,33
ТП9-ТП8	50	0,05	2
				61,95

Для вибору схеми живлення цехових трансформаторних підстанцій виконаємо техніко-економічне порівняння цих двох варіантів електропостачання. Оптимальним буде той варіант, для якого величина приведених витрат буде мінімальною. При проведенні техніко-економічних розрахунків враховують капітальні витрати на прокладання кабельних ліній і встановлення ячейок ліній, що відходять на ГПЖ. Інші витрати у варіантах однакові, тому їх можна не враховувати. Використовуючи табличні дані зробимо розрахунок капітальних вкладень по двох варіантах і результати зведемо в таблицю 1.10.

Таблиця 1.10. - Розрахунок капітальних вкладень во двох варіантах

Елементи мережі	Одиниця виміру	Вартість одиниці, тис. грн	Варіант 1	Варіант 2
			Кількість	Вартість, тис. грн	Кількість	Вартість, тис. грн
Ячейка на ГПП	шт.	10,5	20	210	8	84
Всього Кп				210		84
Кабель
50	км	52	0,255	13,26	0,235	12,22
70	км	57	0,3	17,1	0,115	6,555
95	км	62	1,035	64,17	---	---
120	км	67	0,065	4,355	0,6	40,2
240	км	91,5	---	---	0,16	14,64
Всього Кл				98,885		73,615
Всього К				308,855		157,615

З урахуванням того, що при порівнянні враховуються тільки складові капітальних витрат кабелів і ячейок на головній понижуючій підстанції

(1.59)

де: К - сумарні капітальні витрати на спорудження ліній і ячейок головної понижуючої підстанції, тис.грн.;

К_п , К_л - капітальні витрати на спорудження ячейок і кабельних ліній відповідно, тис.грн.;

Е_ап, Е_ал - коефіцієнт амортизаційних відрахувань від ячейок підстанцій і кабельних ліній відповідно, відн. од.;

Р_л - втрати активної потужності в кабельних лініях, кВт; С_о - питома вартість втрат активної енергії, грн./кВт*год.

Аналогічно робимо розрахунки для другого варіанта і результати розрахунків за двома варіантами зводимо в таблицю 1.11.

Таблиця 1.11 - Техніко-економічний розрахунок двох варіантів

Розрахункова величина	Од. виміру	Позначення	Варіант 1	Варіант 2
Капітальні вкладення на будівництво ячейок	тис.грн.	Кп	210	84
Капітальні вкладення на будівництво ліній	тис.грн.	Кл	98,855	73,615
Капітальні вкладення на будівництво мережі	тис.грн.	К	308,855	157,615
Амортизаційні відрахування на лінію	тис.грн.	Иал	2,97	2,21
Амортизаційні відрахування на ячейки	тис.грн.	Иап	13,23	5,29
Щорічні витрати на амортизацію мереж	тис.грн.	Иа	16,2	7,5
Витрати на експлуатацію і ремонт кабельних ліній	тис.грн.	Иэл	1,48	1,1
Витрати на експлуатацію і ремонт ячейок підстанцій	тис.грн.	Иэп	2,1	0,84
Щорічні витрати на експлуатації електричної мережі	тис.грн.	Иэ	3,58	1,94
Втрати потужності	кВт	Р	39,49	61,95
Вартість однієї кВт*год втрат активної потужності	грн/кВт*год	С0	0,125	0,125
Витрати на втрати електричної енергії	тис.грн.	Ип	4,93	7,74
Одноразові капіталовкладення приведені до одного року	тис.грн.	ЕнК	37,06	18,91
Приведені витрати	тис.грн.	З	67,21	44,61

З таблиці видно,що приведені витрати в другому варіанті нижче на 34%, що дає підставу прийняти за схему електропостачання варіант 2.

1.11. Розрахунок струмів короткого замикання

Сучасні розподільні мережі 10 кв працюють з ізольованою нейтраллю або з компенсацією ємнісних струмів. Тому в них можливі такі пошкодження: трифазні, двофазні й подвійні замикання на землю, а також однофазні замикання на землю. У дипломному проекті для вибору електроустаткування досить розрахувати трифазне коротке замикання. Розрахунки можна робити в іменованих одиницях, оскільки це дозволяє безупинно контролювати правильність ведення розрахунку і одержання результатів. Для спрощення розрахунків схему промислового підприємства вибираємо відповідно до рисунку 1.5.



Рис. 1.5. Схема мережі від районної підстанції до цехової трансформаторної підстанції ТП6

Рис. 1.6. Схема заміщення ділянки мережі промислового підприємства

Визначаємо опір елементів приведений до напруги 110 кв. Опір системи:

(1.60)

де S_к.з. - потужність короткого замикання системи, мВА.

Опір повітряної лінії визначається:

(1.61)

де: z₀ - питомий опір повітряної лінії, Ом/км;

l - довжина повітряної лінії, км.

Для лінії 110 кв приблизно можна прийняти z₀=0,4 Ом/км.

Опір трансформатора на головній знижувальній підстанції

(1.62)

де: U_к - напруга короткого замикання, %;

U_н - номінальна напруга трансформатора, кВ;

S_н - номінальна потужність трансформатора, кВА.

Опір кабельної лінії на стороні 10 кВ:

(1.63)

(1.64)

, (1.65)

де: х₀ , r₀ - відповідно індуктивний і активний питомі опори кабельної лінії, Ом/км;

l - довжина кабельної лінії, км.

Для приведення опору кабельної лінії до напруги 110 кв при розрахунках можна використовувати вираз:

(1.66)

Для приведення опору чи системи повітряної лінії до напруги 10 кв за аналогією використовуємо співвідношення:

(1.67)

Опір системи визначаємо:

(1.68)

Сталий струм короткого замикання в будь-якій точці визначаємо як:

(1.69)

де Z_экв. - сумарний опір до точки короткого замикання.

При живленні від джерела нескінченної потужності незмінна і періодична складова струму короткого замикання:

, (1.70)

де початкове діюче значення періодичної складової струму короткого замикання. Ударний струм короткого замикання:

(1.71)

При визначенні періодичної складовий ТКЗ у момент розбіжності контактів вимикача можна вважати ЕРС системи і періодичну складову ТКЗ незмінними в часі, тобто = .

Аперіодична складова ТКЗ до моменту розбіжності контактів:

, (1.72)

де ф - розрахунковий час, для якого потрібно знайти .

Розрахунковий час ф =t_з.мін. + t_с.вык., де t_з.мін.- мінімальний час дії релейного захисту (приймають рівним 0.01 с); t_с.вык.- власний час відключення вимикача (приймають за каталогами залежно від типу вимикача).

Повний інтеграл Джоуля ТКЗ є результатом дії періодичної () і аперіодичної () складових ТКЗ:

(1.73)

При вилученому КЗ, коли періодична складова ТКЗ у часі не змінюється:

, (1.74)

де: - час від початку КЗ до його відключення, с;

- час дії релейного захисту, с;

- повний час відключення вимикача з приводом, с.

Якщо =12, то можна застосувати вираз:

. (1.75)

Розрахуємо струм короткого замикання у зазначених точках для схеми. Потужність короткого замикання дорівнює 600 мВА. Довжина повітряної лінії 3,5 км, ділянки ГПЖ-ТП7 - 0,21 км, ділянки ТП7-ТП6 - 0,05 км. Потужність трансформатора на ГПЖ 25 МВА. Переріз кабеля на ділянках складає: ГПЖ-ТП7 3120 мм²; ТП7-ТП6 350 мм². У кожній лінії прокладено по два кабелі.

Визначаємо опір системи:

Опір повітряної лінії:

Опір трансформатора:

Індуктивний опір кабельної лінії напругою 10 кв не значний порівняно з активним, тому враховувати при розрахунках будемо тільки активні опори.

Для ділянки мережі ГПЖ-ТП7 на стороні 10 кв:

для ділянки мережі ТП7-ТП6 на стороні 10 кв:

на стороні 110 кв для ділянки мережі ГПЖ-ТП7:

на стороні 110 кв для ділянки мережі ТП7-ТП6:

Визначаємо струм короткого замикання в точці К₁:

.

Струм короткого замикання в точці К₂:

струм короткого замикання в точці К₃ приведений до напруги 110 кв:

струм короткого замикання в точці К₃ приведений до напруги 10 кв:

струм короткого замикання в точці К₄ приведений до напруги 110 кв:

струм короткого замикання в точці К₄ приведений до напруги 10 кв:

струм короткого замикання в точці К₅ приведеного до напруги 110 кв:

струм короткого замикання в точці К₅ приведеного до напруги 10 кв:

Ударний струм короткого замикання в точках:

К₁-

К₂-

К₃-

К₄ -

К₅-

Аперіодичну складову СКЗ до моменту розбіжності контактів для точки короткого замикання К₁ визначаємо за виразом (). При цьому постійну часі Т_а для установок вище 1кв можна прийняти приблизно 0,05 с. Розрахунковий час, для якого потрібно знайти аперіодичну складову для даного прикладу, знаходимо з розрахунку мінімального часу дії релейного захисту (0,01 с) і власного часу відключення вимикача (0,1 с):

Аналогічно аперіодичну складову визначаємо для інших точок короткого замикання:

К₂ - К₃ - К₄ - К₅ -

Повний інтеграл Джоуля СКЗ для точки К₁ можна знайти за виразом

Аналогічно визначаємо інтеграл Джоуля ТКЗ для інших точок короткого замикання:

К₂ - К₃ - К₄ - К₅ -

Визначаємо мінімальний перетин кабелів за термічною стійкістю для ділянок:

де с - коефіцієнт, який для кабелів 10 кв з паперово-просоченою ізоляцією дорівнює 100.

Ділянка ГПЖ-ТП7 -

ділянка ТП7-ТП6 -

Оскільки на цих ділянках переріз більше, ніж мінімальний, то за термічною стійкістю вони проходять, тому вибрані раніше кабелі задовольняють усім умовам до вибору перерізів відповідно до ПУЕ і коррегування перерізів у даному випадку не потрібне.

трансформатор замикання цех

Вибір обладнання для головної знижувальної підстанції і цехової трансформаторної підстанції

Обладнання вибираємо за умовою тривалого режиму роботи і перевіряємо за умовою коротких замикань. У курсовому проекті слід обирати вимикачі, роз'єднувачі на високій і на низькій стороні головної знижувальної підстанції, а також вимикачі навантаження на цеховій трансформаторній підстанції. Вимикачі й вимикачі навантаження вибираємо за:

· номінальною напругою,

· номінальним тривалим струмом,

· електродинамічною стійкістю,

· здатністю вимикати,

· термічною стійкістю,

роз'єднувачі за:

· номінальною напругою,

· номінальним тривалим струмом,

· електродинамічною стійкістю,

· термічною стійкістю.

Вибираємо високовольтний вимикач на стороні 110 кВ. Розрахунковий максимальний робочий струм I_р=88 А. Всі дані для вибору слід взяти з розрахунків струмів короткого замикання.

Вибір вимикача в нормальному режимі здійснюємо за струмом і напругою. Після цього вимикач перевіряємо на термічну й динамічну стійкість, а також за умовами відключення в аварійному режимі. Попередньо на вводі 110 кВ вибираємо маломасляний вимикач типу ВМТ-110Б/630-УХЛ1 і відповідно до наведеної нижче таблиці перевіряємо за всіма умовами.

Таблиця 8.1 - Вибір вимикача на вводі 110 кВ

Умови вибору	Розрахункові значення	Довідкові дані
Uуст Uном	Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ
Iмакс Iном	Iмекс=88 А	Iном=630 А
Iк.з. Iоткл	Iк.з.=2,94 кА	Iоткл.=20 кА
iуIмак.дин	iу=7,5 кА	Iмакс.дин=52 кА
ВкIп	Вк=1383 кА2 с	Iп*t=1875 кА2 с

Оскільки всі умови вибору виконуються, то зупиняємося на попередньо обраному вимикачі.

Размещено на http://www.allbest.ru/