Проектирование системы электроснабжения завода механоконструкций

Характеристика предприятия и источников питания. Расчёт электрических, силовых и осветительной нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и мест их установки. Схема электроснабжения завода и трансформаторов ГПП. Безопасность и экологичность.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 06.06.2014
Размер файла 434,0 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

  • Аннотация
    • Введение
    • 1. Характеристика предприятия и источников питания
    • 2. Расчёт электрических нагрузок
    • 2.1 Расчёт силовых нагрузок
    • 2.2 Расчёт осветительной нагрузки
    • 2.3 Определение расчётной нагрузки завода
    • 3. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и мест их установки
    • 3.1 Выбор мощности трансформаторов
    • 3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторов с учётом КУ
    • 4. Выбор схемы электроснабжения завода и трансформаторов ГПП
    • 4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
    • 4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП
    • 4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания
    • 4.4 Выбор местоположения ГПП
    • 5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетей завода
    • 5.1 Выбор схемы распределительных сетей
    • 5.2 Расчёт распределительных сетей завода
    • 6. Выбор основного оборудования ГПП
    • 6.1 Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ
    • 6.2 Выбор аппаратуры на 10 кВ
    • 7. Электроснабжение цеха
    • 7.1 Расчёт силовой нагрузки по цеху
    • 7.2 Расчёт электрического освещения цеха
    • 8. Безопасность и экологичность
    • 8.1 Разработка технических мер электробезопасности при электроснабжении завода механоконструкций
    • 8.1 Применение малых напряжений
    • 8.2 Электрическое разделение сетей
    • 8.3 Защита от опасности при переходе напряжения с высшей стороны на низшую
    • 8.4 Контроль и профилактика повреждений изоляции
    • 8.5 Компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю
    • 8.6 Защита от прикосновения к токоведущим частям
    • 8.7 Защитное заземление
    • 8.8 Зануление
    • 8.9 Защитное отключение
    • 9. Защита сетей и установок напряжением до 1000 В.
    • 9.1 Расчёт токов многофазных коротких замыканий
    • 9.2 Расчет токов однофазных кз.
    • 9.3 Защита сетей и ЭП
    • Заключение
    • Список литературы
    • Приложения

Аннотация

Расчёт электроснабжения завода механоконструкций. Расчётно-пояснительная записка к дипломному проекту.

В дипломном проекте рассмотрен один из вариантов электроснабжения завода механоконструкций. Произведён расчёт электрических нагрузок, выбраны трансформаторы ГПП и ЦТП, рассчитаны распределительные сети, сделан выбор основного оборудования ГПП. Рассмотрен вопрос электроснабжения отдельно взятого цеха.

Рассмотрены технические меры электрической безопасности при электроснабжении завода механоконструкций.

Введение

Темой данной работы является проектирование системы электроснабжения завода механоконструкций.

Электроустановки современных промышленных предприятий представляют собой сложные системы, предъявляющие повышенные требования к надежности электроснабжения, что в свою очередь потребовало автоматизации работы отдельных элементов сетей. В этих условиях принципиально важно, чтобы в проектах электроснабжения и электрооборудования цехов принимались решения, отвечающие требованиям электробезопасности, наименьших затрат на их сооружение и удобства эксплуатации и надежности работы. От категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса зависит надёжность системы электроснабжения, неправильная оценка особенностей технологического процесса может привести как к снижению надежности системы электроснабжения так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование. Проект содержит: расчет электрических нагрузок на всех уровнях напряжений, выбор и расчет питающих и распределительных подстанций с выбором мощности трансформаторов и определение их местоположения, а также решения по электрическому освещению, выбору электрооборудования, аппаратов защиты и вопросы электробезопасности. Проектные решения соответствуют требованиям основных нормативных документов ПУЭ и СНиП и учитывают категорию надежности электроприемников и условиям окружающей среды.

1. Характеристика предприятия и источников питания

Предприятие расположено в промышленно развитом районе. Завод механоконструкций получает питание от районной электростанции, предназначенной для комплексного получения тепловой и электрической энергии. На предприятии использованы потребители электроэнергии преимущественно 1 и 2 категории, значит, предприятие можно отнести ко 2 категории по бесперебойности электроснабжения - примем к установке двухтрансформаторные цеховые подстанции.

Завод механоконструкций - предприятие, обеспечивающее выпуск деталей для техники и продукции широкого потребления. По своей структуре завод имеет основные, заготовительные и вспомогательные цехи. К вспомогательным цехам относятся компрессорный цех, очистные сооружения, цех изделий широкого потребления и топливохранилище.

К заготовительным цехам относятся инструментально-механические, механический, литейный, электроаппаратный, плазовошаблонный и ремонтно-механический цехи. К основным цехам относятся агрегатный и сборочный цехи. цех трансформатор завод электроснабжение

Электроснабжение цехов осуществляется от встроенных понижающих подстанций. Схема электроснабжения завода позволяет продолжать питание электроприёмников энергией даже в аварийной ситуации. Технологический процесс производства не является беспрерывным и кратковременное отсутствие электроэнергии не приносит большого ущерба.

Первоначальные сведения по цехам (нагрузка, категорийность ЭСПП, характеристика сред) приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Характеристика цехов.

№ по плану

Наименование цехов

Нагрузка

Категор.

ЭСПП

Х-ка среды

по СНиП

Х-ка среды

по ПУЭ

Сил., кВт

Осв., кВт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

14

15

16

18

Инстр. - мех. цех

Сварочные цехи

Механич. Цехи

Литейный цех

Компресс. Отделение

Эл. - аппарат. Цех

Рем. - Мех. цехи

Заготовительные цехи

Агрегатные цехи

Сборочный цех

Очистные сооружения

Цех изд. шир. потреб.

Цех гальванопокрытий

Котельная

Топливохранилище

Заводоуправление

2195

9252

7210

460.8

2215

210

770

4012

3150

9985

750

340

2810

770

80

60

247.48

939.19

476.28

5.14

58.97

80.196

70.254

444.08

499.89

1402.99

7.34

57.48

224.55

18.627

4.26

11.07

II

II

II

I, II

I

I, II

II

II

II

III

I

III

I

I

II

III

Норм.

Норм.

Норм.

Норм.

Норм.

Норм.

Норм.

Норм.

Норм.

Норм.

Хим. - акт.

Норм.

Хим. - акт.

Норм.

Взрывооп.

Норм.

П-11а

В-1а

В-1

В-1а

2. Расчёт электрических нагрузок

2.1 Расчёт силовых нагрузок

Определение электрических нагрузок предприятия производим методом коэффициента спроса, т.к нет точных данных об электроприёмниках. Величина расчётной активной нагрузки цеха определяется произведением коэффициента спроса на величину суммарной установленной мощности электроприёмников:

Ррс·Рн, (2.1).

где Рр - расчётная или потребляемая мощность, кВт;

Кс - коэффициент спроса (для характерных групп электроприёмников приводится в [1]);

Рн - установленная мощность цеха, кВт.

Расчётная реактивная мощность цеха определяется:

Qрр·tg (ц), (2.2).

где Qр - расчётная реактивная мощность, квар;

tg (ц) - тангенс угла ц, соответствующий коэффициенту мощности соs (ц), который задаётся для характерных групп электроприёмников согласно Л1.

Расчёт сведён в таблицу (2.1 1).

Таблица 2.1.1

Результаты определения расчётных нагрузок.

Nпо

Плану

Наименование

Цеха

Наименование

нагрузки

Рном,

КВт.

Кс

Соs (ц) /

tg (ц)

Рр, кВт.

Qр, кВАр.

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Инструм.

цех

Станки

Термич.

Транспортёры

Вентиляторы

Насосы

1500

234

81

165

217

2197

0.1

0.6

0.1

0.5

0.7

0.5/1.73

0.95/1.33

0.5/1.73

0.8/0.75

0.8/0.75

150

140

8

83

152

533

260

46

14

62

114

496

2

Сбороч.

Цеха

Станки

Термич.

Насосы

Сварка

Транспортёры

100

332

1100

6800

920

9252

0.2

0.9

0.75

0.5

0.3

0.5/1.73

0.95/0.33

0.8/0.75

0.5/1.73

0.5/1.73

20

298

825

3400

276

4819.8

34.6

98.604

618.75

5882

477.48

7111.43

3

Механич.

Цеха

Станки

Термич.

Вентиляторы

Насосы

3265

3390

410

145

7210

0.2

0.9

0.75

0.3

0.5/1.73

0.95/0.33

0.8/0.75

0.5/1.73

653

3051

307.5

43.5

4055

1129.7

1006.83

230.63

75.26

2442.41

4

Литейное

отделение

460.8

0.35

0.55/1.52

161

244.72

5

Компресс.

Отделение

Станки

Насосы, вент.

10

65

75

0.2

0.75

0.5/1.73

0.8/0.75

2

48.75

50.75

3.46

36.56

40.02

6

Эл. - аппар.

цех

Станки

Насос., вент.

Проч.

50

110

50

210

0.2

0.75

0.3

0.5/1.73

0.8/0.75

0.5/1.73

10

82.5

15

107.5

17.3

61.88

25.95

105.13

7

Рем. - мех.

цеха

Станки

Термич.

Насос., Вент.

Сварка

Транспортёры

405

100

20

200

45

770

0.2

0.9

0.75

0.4

0.3

0.5/1.73

0.95/0.39

0.8/0.75

0.7/1.02

0.5/1.73

81

90

15

80

13.5

279.5

140.13

29.7

11.25

81.6

23.36

286.04

8

Заготовит.

Участок

Станки

Термич.

Насос., Вент.

Сварка

Транспор., проч.

2170

690

330

682

140

4012

0.2

0.9

0.75

0.5

0.3

0.5/1.73

0.95/0.33

0.8/0.75

0.5/1.73

0.5/1.73

434

621

247.5

341

42

1685.5

750.82

204.93

185.63

589.93

72.66

1803.97

9

Агрегатные

Цеха

Станки

Термич.

Насос., вент.

Сварка

Трансп., проч.

2155

150

480

195

170

3150

0.2

0.9

0.75

0.4

0.3

0.5/1.73

0.95/0.33

0.8/0.75

0.7/1.02

0.5/1.73

431

135

360

78

51

1055

745.63

44.55

270

79.56

88.23

1227.97

10

Сборочный

Цех

9985

0.7

0.8/0.75

6989.5

5242.13

11

Очистные

Сооружения

Насос., вент.

Трансп., проч.

450

300

750

0.75

0.3

0.8/0.75

0.5/1.73

337.5

90

427.5

253.13

155.7

408.83

12

Ц. изделий

Шир. потр.

340

0.2

0.5/1.73

68

117.64

14

Цех

Гальванопокр.

Станки

Термич.

Насос., вент

Сварка

Трансп., проч.

150

950

1060

100

550

2810

0.2

0.9

0.75

0.5

0.3

0.5/1.73

0.5/1.73

0.95/0.33

0.8/0.75

0.5/1.73

30

855

795

50

165

1895

51.9

282.15

596.25

86.5

285.45

1302.25

15

Котельная

Станки

Насос., вент.

10

760

770

0.2

0.75

0.5/1.73

0.8/0.75

2

570

572

3.46

427.5

430.96

16

Топливохра-

нилище

Насос., вент.

80

0.75

0.8/0.75

60

45

18

Заводоуправл.

60

0.75

0.8/0.75

45

33.75

Итого на шинах 0.4 кВ.

22804.05

21338.24

Потребители на высоком напряжении (10 кВ)

5

Компресс.

Отделение

Двигатели

2520

0.75

0.9/0.48

1890

623.7

Итого на шинах 10 кВ.

1890

623.7

2.2 Расчёт осветительной нагрузки

При определении расчётной нагрузки кроме силовой учитывается осветительная нагрузка цехов и отдельных помещений. На начальных этапах проектирования для определения осветительной нагрузки используют метод удельной мощности. Мощность ламп определяется по следующей формуле:

Р=w·S, (2.3).

где S-площадь цеха, м2;

w-удельная мощность освещения.

Она зависит от типа светильника, освещённости, коэффициента запаса, коэффициента отражения поверхностей помещения, значения расчётной высоты, площади помещения.

Таблица 2.2.1

Данные для расчёта осветительной нагрузки.

№ по

Плану

Наим. Цеха

S, м2

H, м

Тип

Свет-ка

E, лк

W,

Вт/м2

Рн,

кВт

с ПОТ

с СТ

с РАБ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

14

15

16

18

Инстр. ц.

Сбор. ц.

Мех. ц.

Лит. ц.

Компр. отд.

Эл. - ап. ц.

Рем. - мех. ц.

Загот. ц.

Агрег. ц.

Сбор. ц.

Оч. Сооруж

Ширпотр.

Ц. гальван.

Котельная

Топл. - хран.

Заводоупр.

6048

21248.6

10584

504

2620.8

1814.4

3548.16

9979.2

11309.8

31741.9

2822.4

2903.04

5080.32

1411.2

322.56

752.76

12.5

12.5

7.5

7.5

7.5

12.5

7.5

12.5

12.5

12.5

7.5

7.5

12.5

7.5

7.5

7.5

РСПО

УПД

УПД

ЛСП 24 2х40

УПД

УПД

ЛСП03ВЕx2x80

УПД

УПД

УПД

Гс-500

ЛСП03ВЕx2x80

УПД

ЛСП03ВЕx2x80

ЛСП03ВЕx2x80

УСП 2x40

300

300

300

200

150

300

300

300

300

300

20

300

300

200

75

300

44.1

45

10.2

22.5

44.2

19.8

44.2

44.2

44.2

2.6

19.8

44.2

13.2

13.2

14.7

247

939.2

476.3

5.14

58.97

80.2

70.25

441.1

499.9

1403

7.34

57.48

224.6

18.63

4.26

11.07

50

50

50

50

50

50

50

50

50

50

50

50

50

50

50

70

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

50

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

Расчётная нагрузка освещения определяется по установленной мощности и коэффициенту спроса из выражения:

Рр1·кс·Рн, (2.4).

где кс-коэффициент спроса, [1] ;

к1-коэффициент, учитывающий потери мощности в ПРА и принимается 1.12 для ламп ДРЛ и 1.2 для люминесцентных ламп.

Таблица 2.2.2

Результаты определения расчётных осветительных нагрузок.

Nпо

Плану

Наименов. Цеха

К1

Кс

Рн осв,

кВт

Рр осв,

кВт

Qр осв,

кВт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

14

15

16

18

Инстр.Ц.

Сбор. ц.

Мех. ц.

Лит. ц.

Компр. отд.

Эл. - ап. ц.

Рем. - мех. ц.

Загот. ц.

Агрег. ц.

Сбор. ц.

Оч. Сооруж

Ширпотр.

Ц. гальван.

Котельная

Топл. - хран.

Заводоупр.

Осв. Терр.

ИТОГО

1.12

1.12

1.12

1.2

1.12

1.12

1.2

1.12

1.12

1.12

1.2

1.12

1.2

1.2

1.2

0.9

0.95

0.95

0.95

0.95

0.95

0.95

0.95

0.95

0.95

0.95

0.95

0.95

0.95

0.6

0.9

247

939.2

476.3

5.14

58.97

80.2

70.25

441.1

499.9

1403

7.34

57.48

224.6

18.63

4.26

11.07

222

999.3

506.78

5.86

62.74

85.33

80.1

469.31

531.88

1491.73

6.97

65.53

238.9

21.23

3.1

11.96

1702.5

6505.2

73

1332.36

675.67

2.82

83.65

113.77

38.44

625.73

709.16

1988.92

31.48

318.55

10.19

1.47

5.74

2269.99

8280.93

2.3 Определение расчётной нагрузки завода

Полная расчётная мощность завода определяется по расчётным активным и реактивным нагрузкам цехов на низком и высоком напряжениях с учётом расчётной нагрузки освещения территории завода, потерь мощности в трансформаторах цеховых ТП и ГПП, с учётом компенсации реактивной мощности. В расчёте мощности компенсирующих устройств будем считать компенсирующие устройства на 0.4 кВ для потребителей напряжением 0.4 кВ и КУ на высоком напряжении для ЭП на напряжении 10 кВ.

Необходимая мощность КУ определяется из соотношения:

QКУР·tg (цн) (2.5).

где tg (цн) =0.15

Нагрузка на напряжении 0.4 кВ:

Силовая РР=22338.05 кВт;

QР=21338.24 квар;

Осветительная РР=6505.2 кВт;

QР=8280.93 квар.

Суммарная мощность компенсирующих устройств на напряжении 0.4 кВ следующая:

QКУ НН= (РРР ОСВ) ·tg (цн) =28843.25·0.15=4326.49 квар.

Нагрузка на напряжении 10 кВ:

Силовая РР=1890 кВт;

QР=623.7 квар.

Напряжением 10 кВ питаются асинхронные двигатели, следовательно нужно ставить КУ. Суммарная мощность компенсирующих устройств на высоком напряжении следующая:

QКУ ВН=1800·0.33=594 квар.

Так как трансформаторы цеховых подстанций и ГПП не выбраны, то потери в них определяют приближённо из соотношений:

ДРТ=0.02·SР, (2.6).

ДQТ=0.1·SР, (2.7).

Для нагрузки на напряжении 0.4 кВ:

Sр=41342.81 кВА.

Численно потери в цеховых трансформаторах будут равны:

ДРТ=0.02·41342.81=826.86 кВт,

ДQТ=0.1·41342.81=4134.28 квар.

Нагрузка на напряжении 10 кВ равна:

РР=22338.05+6505.2+1890+826.86=31560.11 кВт.

QР=21338.24+8280.93+623.7+4134.28=34377.15 квар.

SР=46667.22 кВА.

Потери мощности в трансформаторах на ГПП равны:

ДРТ=631.2 кВт,

ДQТ=3437.72 квар.

Т.о. расчётная мощность завода будет:

РР=31560.11+631.2=32191.31 кВт,

QР=34377.15+3437.72=37814.87 квар,

SР=49661.3 кВА.

3. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и мест их установки

3.1 Выбор мощности трансформаторов

Так как на промышленном предприятии в основном преобладают нагрузки первой и второй категорий, то согласно ПУЭ к установке приняты двухтрансформаторные цеховые подстанции.

Расчётную мощность трансформаторов в соответствии с [3] определяю по среднесменной нагрузке цеха с учётом расчётных нагрузок освещения.

Среднесменную нагрузку нахожу по следующим формулам:

РСМН·КИ, (3.1).

QСМСМ·tg (ц), (3.2).

где КИ-коэффициент использования для характерных групп электроприёмников.

Расчёт мощности ЦТП представлен в таблице 3.3.1.1

Поскольку нагрузка компрессорного отделения и литейного цеха на напряжении до 1000 В незначительна, то для них имеет смысл установить одну ТП.

Таблица 3.3.1.1

Расчёт мощности ЦТП.

ПО ПланУ

Рном,

КВт.

КИ

Соs (ц) /

tg (ц)

Средние нагрузки

Расчётные НГ освещения

SСМ, кВА

РСМ, кВт

QСМ,

квар

РР ОСВ,

кВт

QР ОСВ,

Квар

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

1500

234

81

165

217

0.15

0.75

0.5

0.6

0.7

0.5/1.73

0.95/1.33

0.5/1.73

0.8/0.75

0.8/0.75

225

175.5

40.5

99

151.9

389.25

233.42

70.07

74.25

113.93

222

73

2197

691.9

880.92

1321.1

2

100

332

1100

6800

920

0.15

0.75

0.7

0.25

0.5

0.5/1.73

0.95/0.33

0.8/0.75

0.5/1.73

0.5/1.73

15

249

770

1700

460

25.95

82.17

577.5

2941

795.8

999.3

1332.4

9252

3194

4422.4

7120.5

3

3265

3390

410

145

0.15

0.75

0.7

0.5

0.5/1.73

0.95/0.33

0.8/0.75

0.5/1.73

489.8

2542.5

287

72.5

847.4

839

215.3

125.4

506.8

675.7

7210

3391.8

2027.1

4743.9

4

460.8

0.6

0.55/1.52

276.5

420.2

5.9

2.8

460.8

276.5

420.2

508.6

5

10

65

0.15

0.7

0.5/1.73

0.8/0.75

1.5

45.5

2.6

34.1

62.7

83.7

75

47

36.7

162.9

6

50

110

50

0.15

0.7

0.3

0.5/1.73

0.8/0.75

0.5/1.73

7.5

77

15

13

57.8

25.95

85.3

113.8

210

99.5

96.75

280.1

7

405

100

20

200

45

0.15

0.75

0.7

0.25

0.5

0.5/1.73

0.95/0.39

0.8/0.75

0.7/1.02

0.5/1.73

60.75

75

14

50

22.5

105.1

29.3

10.5

51

38.9

80.1

38.4

770

222.3

234.8

407.5

8

2170

690

330

682

140

0.15

0.75

0.7

0.25

0.5

0.5/1.73

0.95/0.33

0.8/0.75

0.5/1.73

0.5/1.73

325.5

517.5

231

170.5

70

563.1

170.8

173.3

295

121.1

469.3

625.7

4012

1314.5

1323.3

2642.1

9

2155

150

480

195

170

0.15

0.75

0.7

0.25

0.5

0.5/1.73

0.95/0.33

0.8/0.75

0.7/1.02

0.5/1.73

323.3

112.5

336

48.8

85

559.3

37.13

252

49.8

147.5

531.9

709.2

3150

905.6

1045.7

2268.5

10

9985

0.08

0.8/0.75

798.8

599.1

1491.7

1988.9

9985

798.8

599.1

3456

11

450

300

0.7

0.5

0.8/0.75

0.5/1.73

315

150

236.3

259.5

6.9

750

465

495.8

684.5

12

340

0.1

0.5/1.73

34

58.8

65.5

31.5

34

58.8

134.4

14

150

950

1060

100

550

0.15

0.75

0.7

0.25

0.5

0.5/1.73

0.5/1.73

0.95/0.33

0.8/0.75

0.5/1.73

22.5

712.5

742

25

275

38.9

1232.6

244.9

18.8

475.8

238.9

318.6

2810

1777

2011

3080.7

15

10

760

0.15

0.7

0.5/1.73

0.8/0.75

1.5

532

2.6

399

21.2

10.2

770

533.5

401.6

690.8

16

80

0.7

0.8/0.75

56

42

3.1

1.5

80

56

42

73.4

18

60

0.8/0.75

48

36

12

6

60

48

36

73.2

Теперь, когда известны средние нагрузки цехов, в зависимости от плотности нагрузки, согласно [4], можно произвести выбор мощности трансформаторов и числа ТП в каждом из цехов.

Результаты выбора сведены в таблицу 3.3.1.2.

Таблица 3.3.1.2

Результаты выбора мощности трансформаторов и числа ТП.

NЦЕХА ПО

ПланУ

SСМ, кВА

SР, кВА

F, м2

у

кВА/м2

SТ НОМ,

кВА

Кол-во

КТП

Номер

КТП

НА ПланЕ

1

2

3

4

5

6

7

8

1

1321.1

728.08

6048

0.12

2x630

1

1

2

7120.5

8590.9

21248.6

0.75

1600

1600

1600

1600

1000

5

2

3

4

6

5

3

4743.9

4733.7

10584

0.45

1600

1600

1600

3

7

8

9

4

5

6

7

18

508.6

162.9

280.1

407.5

73.2

292.9

64.6

150.4

399.9

56.25

504

2620.8

1814.4

3548.2

752.76

0.1

2x1600

1

10

8

2642.1

2468.9

9979.2

0.25

1000

1000

630

3

13

12

11

9

2268.5

1618.9

11309.8

0.14

630

630

630

630

4

14

15

16

17

10

3456

8736.8

31741.9

0.25

1600

1000

1000

3

18

19

20

11

12

684.5

134.4

591.5

135.9

2822.4

0.25

2x1000

1

21

14

3080.7

2299.2

5080.3

0.45

2x1600

2x1600

2

22

23

15

16

690.8

73.4

716.2

75

1141.2

32256

0.45

1000

1

24

3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторов с учётом КУ

Поскольку для каждого предприятия энергосистема устанавливает величину реактивной мощности, которую она передаёт по своим сетям этому предприятию в часы максимума нагрузки энергосистемы и в часы минимума нагрузки энергосистемы, то недостающая реактивная мощность должна быть скомпенсирована на месте. Проблема компенсации реактивной мощности важна ещё потому, что это позволяет значительно уменьшить потери электроэнергии. Наибольший эффект снижения потерь электроэнергии в сети имеет место при полной компенсации реактивных нагрузок. Задача сводится к выбору для каждого РП батарей конденсаторов, мощность которых по возможности равна реактивной нагрузке этого пункта.

В зависимости от места установки КУ на стороне 6-10 кВ или на напряжении до 1000 В затраты различны.

Случай установки БК со стороны 6-10 кВ может привести к увеличению установленной мощности трансформаторов, но с другой стороны источники РМ, устанавливаемые там экономичнее БК на напряжении до 1000 В.

Поэтому при определении экономически наивыгоднейшего варианта приходится рассчитывать приведённые затраты. Определим активное сопротивление АД по каталожным данным [7]:

РН=630 кВт; UН=10 кВ; n=1500 об/мин;

?=94.8%; cos (ц) =0.9; SН=0.8%;

МПН=1.3; IП/IН=6.5.

RАД= ( (РН+ДРМЕХ) ·мК) / (4· (1-SН) ·1002·6.52), (3.3).

Механические потери примем 1% от РН.

RАД=2.45 Ом.

Параметры распределительных сетей приведены в таблице 3.3.2.1 Расчёт этих сетей произведён в п.6.2.

Таблица 3.3.2.1

Параметры распределительных сетей.

Наименование

Линии.

Длина

Каб., м.

Принятое

Сечение, мм2.

R0, Ом/км.

Х0, Ом/км.

Магистраль 1:

ГПП-КТП 6

КТП 6-КТП 1

763.8

648.3

115.5

3x35

0.89

0.095

Магистраль 2:

ГПП-КТП 13

КТП 13-КТП 12

КТП 12-КТП 11

272.3

110.1

80.1

82.1

3x50

0.62

0.09

Магистраль 3:

ГПП-КТП 14

КТП 14-КТП 5

564.7

455.9

108.8

3x16

1.94

0.113

Магистраль 4:

ГПП-КТП 17

КТП 17-КТП 16

КТП 16-КТП 15

592.2

485.5

55.3

51.4

3x16

1.94

0.113

Магистраль 5:

ГПП-КТП 18

КТП 18-КТП 19

КТП 19-КТП 20

1027.4

731.8

141.9

153.7

2x (3x95)

0.33

0.083

Магистраль 6:

ГПП-КТП 23

КТП 23-КТП 22

КТП 22-КТП 21

552.8

264.3

93.4

195.1

3x70

0.44

0.086

Магистраль 7:

ГПП-КТП 24

287.5

287.5

3x16

1.94

0.113

Магистраль 8:

ГПП-РП

РП - КТП 10

РП-КТП 9

КТП 9 - КТП 8

КТП 8-КТП 7

РП - АД

1070.8

702.1

6

220.6

69.9

66.2

6

2x (3x95)

0.33

0.083

Чтобы определить оптимальную мощность БК необходимо произвести последовательное эквивалентирование схемы замещения исходной распределительной сети начиная с конца токопровода, в соответствии с формулой:

RЭ=1/У (1/Ri), (3.4).

Т. к. каждый раз последовательно складывается только два сопротивления, то удобнее пользоваться формулой сложения двух параллельно соединённых сопротивлений, вытекающей из (3.4):

RЭ 12=R1·R2/ (R1+R2), (3.5).

Когда эквивалентирование всей сети будет завершено, распределение Q по участкам токопровода и ответвлениям рассчитывается по (3.6).

Qi=Q·RЭ/Ri, (3.6).

Где Q-суммарная мощность, подлежащая распределению;

Ri-сопротивление I-й радиальной линии;

RЭ-эквивалентное сопротивление всех радиальных линий.

Расчётная схема замещения приведена на рис.3.2.1

Рис.3.2.1 Схема замещения распределительной сети.

В результате эквивалентирования получено RЭ ГПП=0.025 Ом.

Таблица 3.3.2.2

Результаты расчета КУ.

№ КТП

QЭi, квар

QРi, квар.

QКУi, квар.

Тип КУ, 0.4 кВ

1

2

3

4

5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

732.2

998.5

945.2

901.6

432.5

1008.1

768.1

699.6

738.1

98.5

434.7

559.2

579.9

401.1

389.4

302.1

404.7

700.2

508.1

519.6

371.8

876.4

953.92

1300

1300

1300

554.8

1300

900.93

900.93

900.93

120.4

549

700

700

438.73

438.73

438.73

438.73

1188

700

700

495.8

1164.8

221.72

301.5

354.8

398.4

122.3

291.9

132.83

201.33

162.83

21.9

114.3

140.8

120.1

37.63

49.33

136.63

34.03

487.8

191.9

180.4

124

288.4

2xУКБН-100

2хУКБТ-150

2хУКБТ-150

2хУКБТ-200

УКБН-100

2хУКБТ-150

УКБН-100

УКБТ-200

УКБТ-150

--

УКБН-100

УКБТ-150

УКБН-100

--

--

УКБН-100

--

3хУКБТ-150

2xУКБН-100

2xУКБН-100

УКБН-100

2хУКБТ-150

23

24

912.1

283.8

1164.8

411.8

252.7

128

УКБН-100+

УКБТ-150

УКБН-100

4. Выбор схемы электроснабжения завода и трансформаторов ГПП

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Поскольку на рассматриваемом предприятии преобладают потребители I и II категорий по бесперебойности электроснабжения, поэтому, в соответствии с ПУЭ, для внешнего электроснабжения предусматриваю две линии.

Питающие линии выполнены воздушными, т.к расстояние от завода до ИП значительно и составляет 25 км. При сооружении ГПП предусматриваются два трансформатора связи с энергосистемой.

Выбор мощности трансформаторов ГПП произвожу по расчётной мощности завода с учётом загрузки их в нормальном и аварийном режимах с учётом допустимой перегрузки в последнем режиме. Мощность трансформаторов должна быть такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринимал бы на себя всю НГ подстанции с учётом аварийной перегрузки.

Мощность трансформатора находим по формуле:

SТР=SР/1.4, (4.1).

Где 1.4-предельный коэффициент загрузки трансформатора.

РР=32191.31 кВт.

QР=32191.31·0.33=10623.13 квар.

SР=33898.84 кВА.

SТР=24213.5 кВА.

Принимаю к установке два трансформатора ТДН-110/10 мощностью по 25 МВА [5].

Загрузка трансформаторов в нормальном режиме:

КЗ=SР/2·SН. ТР. (4.2).

КЗ=0.678;

В послеаварийном режиме:

КЗ АВ=SР/SН ТР (4.3).

КЗ АВ=1.36.

Принимаем к установке 2xТДН-25, считая возможным в аварийном режиме отключение потребителей третьей категории и частично потребителей второй категории.

4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП

На ГПП трансформируется энергия, получаемая от ИП, с U=110 кВ на U=10 кВ, на котором происходит распределение электроэнергии по подстанциям и питания ЭП на этом напряжении.

В соответствии с [5] на двух трансформаторных подстанциях U=35-220 кВ применяю схему “Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий", поскольку блочные схемы позволяют наиболее рационально и экономично решить схему ЭСПП. На подстанциях 35-220 кВ блочные схемы применяются для питания как непосредственно от районных сетей, так и от узловых подстанций промышленного предприятия. Схема приведена на рис.4.1

Схема ГПП удовлетворяет следующим условиям:

Обеспечивает надёжность электроснабжения потребителей и переток активной мощности по магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

Учитывает перспективы развития;

Допускает возможность поэтапного расширения;

Учитывает широкое использование элементов автоматики и ПРА.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.4.1 Схема "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий".

4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания

Выбор рационального напряжения питания имеет большое значение, т.к величина напряжения влияет на параметры ЛЭП и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а следовательно на размер капитальных вложений, расход цветного металла, на величину потерь электроэнергии и эксплуатационных расходов.

Для питания крупных и особо крупных промышленных предприятий рекомендуется использовать напряжения 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать на средних предприятиях при отсутствии значительного числа электродвигателей на напряжение больше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупном предприятии, где основное напряжение питания 110-220 кВ.

Для внутреннего распределения энергии в настоящее время, как правило, используют напряжение 10 кВ.

Выбор напряжения питания основывается на технико-экономическом сравнении вариантов.

Рассмотрим два варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, приведённых затрат. [6].

Для определения технико-экономических показателей намечаем схему внешнего электроснабжения данного варианта. Аппаратура и оборудование намечаем ориентировочно, исходя из подсчитанной электрической нагрузки промышленного предприятия. Затем определяется стоимость оборудования и другие расходы.

Намечаем два варианта внешнего электроснабжения - 35 и 110 кВ.

В соответствии с намеченным вариантом при заданном напряжении определяем суммарные затраты и эксплуатационные расходы.

Капитальные затраты установленного оборудования линии:

ОРУ 110 кВ с двумя системами шин на ЖБ конструкциях.

К0=2·14.95=29.9 т. руб. [3].

Линия принимается двухцепной, воздушной с алюминиевыми проводами и ЖБ опорами. Экономическое сечение определяю по экономической плотности тока:

IР=SР/v3·U·2, (4.4).

IР=85.19 А.

FЭК=IР/jЭК, (4.5).

FЭК=77.45 мм2.

ТMAX<5000 ч. [2], следовательно j=1.1

Для сталеалюминиевых проводов минимальным сечением по механической прочности является сечение 25 мм2, но по условию коронирования при напряжении 110 кВ следует принять сечение 70 мм2.

Принимаем сечение F=95 мм2, АС-95, r0=0.314 Ом/км, x=42.9 Ом/км.

Стоимость 1 км двухцепной линии указанного сечения на ЖБ опорах 12.535 т. руб. [3]. Тогда при двух линиях и L=25 км соответственно:

КЛ=2·25·12.535=626.75 т. руб.

В соответствии с нагрузкой завода устанавливается два трансформатора

ТДН-110/10 с мощностью 25 МВА. Паспортные данные трансформатора следующие:

UК=10.5%; ДРХХ=29 кВт; ДРКЗ=120 кВт; КТ=58.3 т. руб. [7].

КТ=2·58.3=116.6 т. руб.

К?=29.9+626.75+116.6=773.25 т. руб.

Эксплуатационные расходы.

Потери в линиях

ДРЛ= ( (SР/2) 2/U2Н) /R·L, (4.6).

ДРЛ=1191.44 кВт.

Потери в двух линиях:

2·ДРЛ=2382.88 кВт.

Потери в трансформаторе:

Приведённые потери активной мощности при КЗ:

ДР1 КЗ=ДРКЗЭК·QКЗ, (4.7).

Где КЭК=0.06 кВт/квар.

ДР1 КЗ=120+0.06·0.105·25000=277.5 кВт.

Приведённые потери активной мощности при ХХ:

ДР1 ХХ= ДРХХЭК·QХХ, (4.8).

ДР1 ХХ=29=0.06·0.0075·25000=40.25 кВт.

Полные потери в трансформаторах:

ДРТ=2· (40.25+277.5·0.6782) =350.89 кВт.

Полные потери в линии и трансформаторах:

ДРУ=ДРЛ+ДРТ, (4.9),

ДРУ=2382.88+350.89=2733.77 кВт.

Стоимость потерь:

СП0·ДРУ·ТMAX, (4.10).

Где С0=0.8 (коп/кВт·ч) - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии.

СП=0.8·2733.77·5000=10.94 т. руб.

Средняя стоимость амортизационных отчислений.

Амортизационные отчисления по линиям принимаются 6% от стоимости линий, по подстанциям-10%. [7].

СА Л=37.605 т. руб.

СА ПС=14.65 т. руб.

СУ Л, ПС=52.255 т. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы.

СУП+ СУ Л, ПС=10.94+52.255=63.195 т. руб.

Суммарные затраты:

З=СУ+0.125·КУ=63.195+0.125·773.25=159.85 т. руб.,

Где 0.125-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений ед/год.

Потери электроэнергии:

ДW=ДРУ·ТГОД, (4.11).

ДW=2733.77·5000=13668.85 МВт·ч.

Расход цветного металла:

G=2·L·g, (4.12).

Где g=261 кг/км, [7], - вес 1 км провода.

G=2·25·261=13.05 т.

Расчёт варианта на 35 кВ ведётся аналогично. Расчётные данные сведены в таблицу 4.3.1

Таблица 4.3.1.1

Затраты по вариантам.

Вариант кВ.

К, т. руб.

С, т. руб.

З, т. руб.

G, т.

ДW,

т. кВт*ч.

110

773.25

63.195

159.85

13.05

13668.85

35

997.72

77.02

201.735

41.5

15427.67

Так как ДW110 < ДW35, отдаём предпочтение варианту с напряжением 110 кВ.

4.4 Выбор местоположения ГПП

Для определения условного центра нагрузок считается, что нагрузки распределены равномерно по площади цехов и центры нагрузок совпадают с центром тяжести фигур, изображающих цеха. Координаты центра электрических нагрузок вычисляются по формулам:

X0 ГПП= (УРРi·Xi) / (УРРi), (4.13).

Y0 ГПП= (УРРi·Yi) / (УРРi), (4.14).

Где Xi, Yi-координаты центров нагрузок отдельных цехов, м.

Таблица 4.3.1.2

Результаты расчёта координат центров нагрузок отдельных цехов.

NПО

ПланУ

Наименование

цехов

РРi,

КВт.

Хi,

м

Yi,

м

1

2

Инструм. Цех

Сборочн. цеха

755

5819.1

197.8

153.6

803.3

693

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

14

15

16

18

Мех. Цеха

Литейный цех

Компрессорное отд.

Эл. - апп. Цех

Рем. - мех. Цех

Загот. Цех

Агрег. Цех

Сбор. Цех

Очистные сооруж.

Цех ширпотреба

Цех гальванопокр.

Котельная

Топливохранилище

Заводоуправление

4561.8

166.9

1718.5

192.8

359.6

2154.8

1586.9

8481.2

434.5

133.5

2133.9

593.2

63.1

56.9

115.2

92.2

80.6

224.6

220.8

144

276.5

399.4

403.2

453.1

437.8

455.1

487.7

15.4

561.8

472.5

393.8

567

425.3

267.8

472.5

756

493.5

525

225.8

47.3

78.8

567

Х0 ГПП=255.5 м, Y0 ГПП=573.1 м.

Из-за невозможности установки ГПП в месте с найденными координатами, устанавливаем ГПП на свободном месте, ближе к ИП (Y0 ГПП=50 м).

5. Выбор и расчёт схемы распределительных и питающих сетей завода

5.1 Выбор схемы распределительных сетей

В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения промышленного предприятия для распределительных сетей принимаю напряжение 10 кВ. На выбор этого напряжения распределительных сетей также повлияло наличие на предприятии компрессорного отделения, привод компрессоров в котором осуществляется асинхронными двигателями с непосредственным присоединением к сети 10 кВ.

Для внутризаводского электроснабжения применяется смешанная схема питания цеховых подстанций.

5.2 Расчёт распределительных сетей завода

Расчёт распределительных сетей выполняется с целью определения сечений жил кабелей при известных токах нагрузки в нормальном и аварийном режимах.

Сечение каждой линии принято выбирать в соответствии со следующими условиями:

По номинальному напряжению:

UН КАБ>=UН СЕТИ, (5.1).

По нагреву расчётным током:

IДЛ. ДОП. >IРАБ.1, (5.2).

где IРАБ.1=IРАБП, (5.3).

КП-корректирующий коэффициент,

КП1·К2, (5.4).

К1 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды [5, т.7.32] ; К2 - поправочный коэффициент на число кабелей проложенных рядом (К2=1, если кабель один). В случае если кабели взаимно резервируют друг друга, то:

IДЛ. ДОП. >2·IРАБ.1, (5.5).

По экономической плотности тока, исходя из расчётного тока и продолжительности использования максимума нагрузок:

SЭК=IР/jЭК, (5.6).

По термической устойчивости кабеля. Производится путём определения наименьшего термически устойчивого сечения:

(5.7).

где IПО-установившийся ток трёхфазного КЗ; C=98-для кабелей с алюминиевыми жилами; tОТК-время срабатывания защиты; ТА-постоянная времени цепи КЗ. При определении сечения магистрали сначала рассчитывается головной участок, затем кабели между трансформаторными подстанциями. По наибольшему сечению принимается сечение магистрали.

Расчёты по определению сечений кабелей сведены в таблицу 5.5.2.1

Принимается марка кабеля ААБл, способ прокладки-в траншее.

Таблица 5.5.2.1

Результаты расчёта распределительных сетей завода.

Наименование

Линии.

Нагрузка

Принятое

Сечение,

мм2.

IДОП,

А.

SР,

кВА.

IР,

А.

IАВ,

А.

Магистраль 1:

ГПП-КТП 7

КТП 7-КТП 1

КТП 1-КТП 2

2256.2

728.08

364.04

75.21

24.27

12.13

150.42

48.54

24.26

3x35

150

Магистраль 2:

ГПП-КТП 14

КТП 14-КТП 13

КТП 13-КТП 12

2468.9

1490.9

611

82.3

49.7

20.4

164.6

99.4

40.8

3x50

180

Магистраль 3:

ГПП-КТП 15

КТП 15-КТП 6

1386

981

46.2

32.7

92.4

65.4

3x16

95

Магистраль 4:

ГПП-КТП 18

КТП 18-КТП 17

КТП 17-КТП 16

1213.9

803.9

395.3

40.5

26.8

13.2

81

53.6

26.4

3x16

95

Магистраль 5:

ГПП-КТП 19

КТП 19-КТП 20

КТП 20-КТП 21

8736.8

5456.8

2678.4

291.2

181.9

89.3

582.4

363.8

178.6

2х (3x95)

2x310

Магистраль 6:

ГПП-КТП 24

КТП 24-КТП 23

КТП 23-КТП 22

3026.6

1155.4

727.4

100.9

38.5

24.25

201.8

77

48.5

3x70

215

Магистраль 7:

ГПП-КТП 25

791.2

26.4

52.8

3x16

95

Магистраль 8:

ГПП-РП

РП - КТП 11

РП-КТП 10

КТП 10 - КТП 9

КТП 9-КТП 8

РП - АД

7587.75

964.05

4733.7

3163.9

1569.8

472.5

252.9

32.1

157.8

105.5

52.3

15.75

505.8

64.2

315.6

211

104.6

31.5

2x (3x95)

2x265

Выбор кабелей на напряжение 0.4 кВ сведён в таблицу 5.5.2.2

Таблица 5.5.2.2

Результаты выбора кабелей на напряжение 0.4 кВ.

Наименование

Линии.

Нагрузка

Принятое

Сечение,

мм2.

IДОП,

А.

SР,

кВА.

IР,

А.

IАВ,

А.

КТП 11-ШРС 1

КТП 11-ШРС 2

КТП 11-ШРС 3

КТП 11-ШРС 4

56.25

146.45

146.45

150.36

82.72

215.4

215.4

221.1

165.44

430.75

430.75

442.2

3x70

2х (3х95)

2х (3х95)

2х (3х95)

190

2х235

2х235

2х235

КТП 11-ШРС 5

КТП 11-ШРС 6

КТП 22-ШРС 7

КТП 25-ШРС 8

199.95

199.95

135.88

75

294

294

199.8

110.3

588.08

588.08

399.6

220.6

2х (3х150)

2х (3х150)

2х (3х95)

3х95

2х310

2х310

2х235

235

Для расчёта кабелей на термическую стойкость необходимо знать I (3) КЗ на шинах 10 кВ ГПП, а также I (3) КЗ на высоком напряжении ГПП. Расчёт ведётся в о. е. Расчётная схема приведена на рис.5.2.1

Принимаем Sб=100 МВА, U*C=1, Х=0.

ХВЛ=0.538·25*100/1152=0.102.

ХТР=0.105·100/25=0.42.

Для трансформаторов относительное сопротивление Х* соответствует UКЗ в о. е., т.е.:

U=0.01·UК%, (5.8).

U=0.105.

Для т. К-1:

Iб=Sб/v3·Uб, (5.9).

Iб=100/1.73*10.5=5.51 кА.

IК, С= IбУ, (5.10).

ХУ = ХВЛ+ ХТР, (5.11).

ХЛ РП=0.0292·100/102=0.029.

ХЛ Д=0.0015.

Если к месту КЗ подключён АД, то нужно учитывать их влияние. Действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ можно определить по формуле:

IК ДВ=0.9·IН ДВ*Д, (5.12).

где 0.9-расчётная относительная ЭДС АД,

Х* Д-относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление АД,

IН ДВ-номинальный ток одновременно работающих двигателей.

IН ДВ=N·РН ДВ/v3·UН ДВ·cos (ц) · (?/100%), (5.13).

Где N-количество одновременно работающих двигателей.

В среднем можно принять Х* Д=0.2, тогда:

IК ДВ=0.9· IН ДВ/0.2=4.5· IН ДВ, (5.14).

Апериодическая составляющая IКЗ от АД не учитывается вследствие её быстрого затухания.

Суммарное значение ударного тока КЗ с учётом АД определяется по формуле:

iУД=v2· (КУД·IК+4.5· IН ДВ), (5.15).

IК ДВ=0.801 кА.

I (3) К-1= (Iб/ (ХВЛ+ ХТР)) + (IК ДВ/ ( (ХЛ ДВ/4) +ХЛ РП), (5.16).

I (3) К-1=23.176 кА.

SMIN= (1/98) ·23176·v0.75=204.1 мм2.

Т. к. влияние тока КЗ от АД учитывается только на том напряжении, на котором установлены АД, то для точки К-2 IК ДВ не учитывается.

Iб=0.502 кА.

I (3) К-2=4.922 кА.

6. Выбор основного оборудования ГПП

В настоящее время широко применяются комплектные трансформаторные подстанции. Их применение позволяет:

получить большой экономический эффект;

повысить надёжность работы энергоустановок;

сократить сроки монтажа;

повысить индустриализацию строительства подстанции;

сократить территорию, занимаемую подстанцией;

уменьшить общую стоимость сооружения подстанции.

В проекте ГПП выполняется в виде КТП блочного типа КТПБ (М) - 110/10.

Применение комплектного распределительного устройства наружной установки и шкафов для размещения аппаратуры защиты автоматики и сигнализации исключает необходимость строительства зданий, что резко сокращает объём строительных работ. КТП - 110 рассчитано на работу в условиях от - 400С до +400С.

6.1 Выбор аппаратуры на напряжение 110 кВ

Выбор короткозамыкателей.

Условия выбора, расчётные и номинальные данные выбранного короткозамыкателя приведены в таблице 6.1.1

Таблица 6.1.1

Выбор короткозамыкателей.

Условия выбора

Номинальные данные

Расчётные данные

UН UС

iДИН iУД

IТ2tТ I tg

110 кВ

34 кА

12,52*3 кА2с

110 кВ

6,93 кА

4,92*0,75 кА2с

КЗ - 110 М с приводом ШПКМ.

Для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования устанавливают вентильные разрядники РВМГ - 110 М (UНОБ = 195 кВ).

Выбор разъединителей.

Выбор сведён в таблицу 6.1.2

Таблица 6.1.2

Выбор разъединителей.

Условия выбора

Номинальные данные

Расчётные данные

UН UН СЕТИ

IН IР МАХ

iДИН iУД

IТ2tТ Вк

110 кВ

3200 А

128 кА

502*3 кА2с

110 кВ

3073 А

6,93 кА

4,8 кА2с

где t - длительность замыкания (t 0,2 с).

Та =

Выбран РНДЗ - 1-110/3200 У1 с приводом ПДН-1, ПРН - 220.

6.2 Выбор аппаратуры на 10 кВ

На стороне 10 кВ трансформаторов ГПП устанавливаются камеры КРУ серии К-33 [7. т.8-11].

1. Для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжения устанавливают ограничители перенапряжений в фарфоровых покрышках на основе оксидно-цинковых варисторов без искровых промежутков типа ОПН-10.

2. Выбор выключателей.

Выбор сведён в таблицу 6.2.1

Таблица 6.2.1

Выбор выключателей.

Тип выключателей

UНОМ,

кВ

IНОМ,

А

IН ОТКЛ,

кА

IПР СКВ,

кА

iПР СКВ,

кА

IТЕР УСТ,

КА

ВМПЭ-10-3200/20-52

10

3200

20

-

52

20

Проверка выключателей:

1) UН СЕТИ UНОМ

10 кВ= 10 кВ

2) по номинальному току:

IНОМ IРАБ МАХ

3200 3072

3) по отключающей способности:

а) IП IОТКЛ НОМ

IП - действующее значение периодической составляющей тока кз;

IП = I'' = 17620 А

IОТКЛ НОМ = 20 кА

17,62 20.

б)

iа - апериодическая составляющая тока кз;

Н - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе Н = 0,1;

- номинальное время от начала кз до момента расхождения контактов.

= tКЗ min + tСВ

tКЗ min - минимальное время РЗ (0,01 с);

tСВ - собственное время отключения выключателя (0,08 с)

,

где Та =

4) на электродинамическую устойчивость:

а) I // IПР СКВ, 17,62 52;

б) iУД iПРСКВ

iУД

КУД =

iУД =

29,35 52

Выключатели и разъединители можно не проверять на термическую устойчивость, так как РЗ обеспечивает быстрое отключение кз.

3. Выбор секционного выключателя.

Таблица 6.2.2

Данные секционного выключателя.

Тип выключателей

UНОМ,

кВ

IНОМ,

А

IН ОТКЛ,

кА

IПР СКВ,

кА

iПР СКВ,

кА

IТЕР УСТ,

КА

BB/TEL-10-31,5/2000 У2

10

2000

31,5

-

80

31,5

Проверка выключателя:

1) UН АП UНОМ СЕТИ

10 кВ 10 кВ

2) по номинальному току:

IНОМ IРАБ МАХ

IРАБ МАХ =

SРЭ - мощность получаемая от энергосистемы, IРАБ МАХ = 1500 А;

1500 А 2000 А;

3) по отключающей способности:

а) IП IОТКЛ НОМ

17,62 31,5.

б)

4) на электродинамическую устойчивость:

а) I // IПР СКВ

17,62 80;

б) iУД iПРСКВ

29,35 80.

Выбор выключателей отходящих линий.

Выбор произведём аналогично описанному ранее. Результаты сведём в таблицу 6.2.3

Таблица 6.2.3

Выбор выключателей.

Наимен. отходящ. линий

IРАБ МАХ,

А

Тип выключателя

IНОМ В,

А

IНОМ ОТК,

кА

iСКВ,

кА

Магистраль 1

150.42

ВБЛ-10

630

20

52

Магистраль 2

164.6

ВБЛ-10

630

20

52

Магистраль 3

92.4

ВБЛ-10

630

20

52

Магистраль 4

81

ВБЛ-10

630

20

52

Магистраль 5

582.4

ВБЛ-10

630

20

52

Магистраль 6

201.8

ВБЛ-10

630

20

52

Магистраль 7

52.8

ВБЛ-10

630

20

52

Магистраль 8

505.8

ВБЛ-10

630

20

52

Выбор трансформаторов тока.

На вводе и отходящих линиях РУ 10 кВ согласно ПУЭ необходима установка контрольно-измерительных приборов. Для питания токовых цепей этих приборов и схем РЗ устанавливают трансформаторы тока, которые изготавливаются на номинальный вторичный ток 5 А. Трансформаторы тока должны обеспечивать требуемую точность измерения.

Таблица 6.2.4

Данные трансформатора тока.

Тип ТТ

Uном, кВ

I1НОМ, А

I 2НОМ, А

Класс точности

IДИН, к А

ТПШЛ-10

10

4000

5

0,5

155

70/1

Проверка трансформаторов тока:

по номинальному току:

I1НОМ IРАБ МАХ

4000 3073

по номинальному напряжению:

UН АП UН СЕТИ

10 кВ = 10 кВ

по вторичной нагрузке:

Z2РАСЧ Z2НОМ

Z2РАСЧ = ZПРОВОДОВ +ZКОМТ +ZПРИБОРОВ.

К трансформатору тока подключены следующие приборы:

Таблица 6.2.5

Типы установленных приборов.

Наименование приборов

тип

Потр. мощн., ВА

Кол-во

1. Амперметр электро-магнитный

Э - 309

5

1

2. Счётчик ферромагнитный

Д - 335

1,5

1

3. Счётчик активной мощности для 3-х поводной сети

И - 675

1,5

1

4. счётчик реактивной мощности

И - 678

1,2

1

SПРИБОРОВ = 5+1,5+1,5+1,2 = 9,2 кВА·10-3

ZПРИБОРОВ =

ZКОНТ = 0,1 Ом

ZПРОВОД = 0,25 Ом

Z2РАСЧ = 0,1+0,25+0,368 = 0,768 Ом

ZНОМ = 1,2 Ом

0,768 1,2;

на термическую стойкость:

IТ2tТ I tg

702·1 17,622·0,75

6. Выбор трансформаторов напряжения.

Таблица 6.2.6

Выбор трансформаторов напряжения.

Тип ТТ

UН, кВ

U1НОМ, кВ

U2ОСН, В

U2ДОП, В

Класс точности

НТМИ-10-66

10

10

100

100/3

0,5

75/640

Проверка трансформатора напряжения:

по напряжению:

UНТН =UНСЕТИ

10 кВ = 10 кВ

по вторичной нагрузке:

S2НОМ S2НОМ

S2НОМ - номинальная вторичная мощность.

Таблица 6.2.7

Типы установленных приборов.

Наименование приборов

тип

Потр. мощн., ВА

Кол-во

1. Вольтметр электромагнитный

Э - 377

2,6

3

2. Ваттметр ферромагнитный

Д - 335

1,5

1

3. Счётчик активной мощности

И - 675

1,5

1

4. Счётчик реактивной мощности

И - 678

1,2

1

5. Реле напряжения

РЭВ-84

15

1

S2РАСЧ = 27 ВА

S2НОМ = 75 ВА.

Трансформатор напряжения защищается предохранителем типа ПКТ - 10.

7. Выбор шин ГПП.

Сборные шины ГПП необходимы для приёма и распределения электроэнергии при постоянном напряжении и для различных элементов электрической сети.

Шины проверяем:

по нагреву в нормальном режиме, то есть определим нагрузку в нормальном режиме:

IДЛ. ДОП IР МАХ, IР МАХ = 3073 А.

Выбираем шины алюминиевых прямоугольного сечения (трех полосные)

S = 100 х 10

IДОП = 3650 [5].

IДЛ. ДОП - длительно допустимый ток для одной полосы.

IДЛ. ДОП = К1К2К3 IДОП,

К1 - поправочный коэффициент для расположения шин горизонтально (0,95); К2 - коэффициент длительно допустимого тока для многополюсных шин (1); К3 - поправочный коэффициент при температуре воздуха, отличной от 250С (1).

IДЛ. ДОП = 0,95*3650 = 3467,5 А, 3467,5 А 3073 А;

по термической устойчивости токам кз:

с - температурный коэффициент, учитывающий ограничения допустимой температуры нагрева жил кабеля.

100 х 10 167,85 мм2;

на динамическую устойчивость при трехфазном кз:

РАСЧ - максимальное расчётное напряжение в жилах с учётом механического резонанса [кГс/см2] ;

К - коэффициент механического резонанса для шин аллюминиевых прямоугольного сечения;

f (3) - наибольшая (статическая) сила, действующая на среднюю фазу (находящуюся в наиболее тяжёлых условиях) трёх параллельных проводников, расположенных в одной плоскости, от взаимодействия между фазами или трёхфазного кз [кГс/cм] ;

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной к направлению силы f [см2].

М = ,

М - момент, изгибающий шину (кГс/см);

l - расстояние между опорными изоляторами вдоль оси шин (пролёт) (100 см);

а - расстояние между осями смежных фаз (20 см).

f (3) =1.76* (i2УД/а) *10-2,f (3) =0.758 (кГс/cм).

РАСЧ=592.188 кГс/см2.

Выбранные шины удовлетворяют условиям проверки.

7. Электроснабжение цеха

Основными потребителями электроэнергии являются электрические приёмники напряжением до 1000 В.

Таблица 8.1.

Оборудование цехов.

№ поплану чертежа цеха

Наименование оборудования

Рном, кВт

Кол-во оборудован.

Ки

cos

1

Продольно фрезерный станок

61,5

4

0,16

0,5

2

Продольно фрезерный станок

64,9

1

0,16

0,5

3

Сверлильно-фрезерный станок

16,5

1

0,16

0,5

4

Специализированный верт. - фрез. стан.

27,5

2

0,16

0,5

5

Специализированный верт. - фрез. стан.

24,6

2

0,16

0,5

6

Специализированный верт. - фрез. стан.

42,2

2

0,16

0,5

7

Двухшпинд. верт. - фрез. станок

13

2

0,16

0,5

8

Вертикально-фрезерный станок

14,8

3

0,16

0,5

9

Вертикально-фрезерный станок

9

2

0,16

0,5

10

Специализированный верт. - фрез. стан

27,6

21

0,16

0,5

11

Радиально-сверлильн. станок

7,5

1

0,16

0,5

13

Вертикально-фрезерный станок

10

6

0,16

0,5

14

Агрегаты электронасосной

7,5

1

0,7

0,8

15

Централиз. вакуумн. станц.

22,5

1

0,85

1,0

21

Спец. парашлиф. станок

11,9

2

0,16

0,5

22

Фрез. - шлифов. станок

41,6

2

0,16

0,5

19

Универсальн. заточный станок

1,85

7

0,16

0,5

В22

Вытяжной вентилятор

5,5

1

0,6

0,8

В23

Вытяжной вентилятор

1,5

1

0,6

0,8

В24

Вытяжной вентилятор

0,4

1

0,6

0,8

В2527

Вытяжной вентилятор

0,6

3

0,6

0,8

В2932

Вытяжной вентилятор

7,5

4

0,6

0,8

В34, В36

Вытяжной вентилятор

0,4

2

0,6

0,8

В35

Вытяжной вентилятор

1,5

1

0,6

0,8

В37, В38

Вытяжной вентилятор

1,5

2

0,6

0,8

В3944

Вытяжной вентилятор

3

6

0,6

0,8

ТI

Кран мостовой Q= 10 т

28,2

1

0,16

0,5

ТII

Кран мостовой Q=2,5+2,5 т

40,9

1

0,16

0,5

П712

Преточный вентилятор

13

6

0,6

0,8

П13

Преточный вентилятор

0,6

2

0,6

0,8

П14

Преточный вентилятор

2,2

2

0,6

0,8

П15

Преточный вентилятор

3

1

0,6

0,8

АВ28

Аварийный вентилятор

0,6

1

0,6

0,8

АВ33

Аварийный вентилятор

10

1

0,6

0,8

З

Установка ультрафиолетовая

2

2

0,8

1,0

БОВ

Блок осушки воздуха

0,5

1

0,85

1,0

7.1 Расчёт силовой нагрузки по цеху

Правильное определение ожидаемых нагрузок при проектировании является основной для решения вопросов, связанных с электроснабжением цеха.

Нагрузки по цеху определяются методом коэффициента максимума.

Рр = Км·Рсм = Км·Ки·Рн (8.1).

Qр = Км`·Qсм = К'Ки·Рн·tgСМ. (8.2).

Рсм - средняя мощность рабочих ЭП за наиболее загруженную смену;

Рн - суммарная активная мощность рабочих ЭП;

Ки - групповой коэффициент использования активной мощности за наиболее загруженную смену;

Км - коэффициент максимума активной мощности;

К/м - коэффициент максимума реактивной мощности;

tgСМ - средневзвешенный tg по мощностям отдельных ЭП.

(8.3).

Порядок расчёта:

все ЭП по расчётному узлу разбиваются на группы по режимам работы;

по расчётному узлу суммируется количества силовых ЭП и их номинальные мощности;

суммируются средние активные и реактивные нагрузки рабочих ЭП;

определяют групповой коэффициент использования расчётного узла, его средневзвешенный коэффициент мощности;

определяют коэффициент максимума и максимальную силовую нагрузку узла для групп ЭП с переменным графиком нагрузок;

определяют суммарную мощность и среднюю нагрузку с практически постоянным графиком нагрузки, а также по третьей группе ЭП;

рассчитывают силовую нагрузку по узлу в целом путём суммирования максимальных нагрузок ЭП всех групп электроприемников.

Расчёт нагрузки будет производиться в соответствии с выбором схем цеховых сетей.

Распределение электроэнергии в цехах осуществляется электрическими сетями, представляющими совокупность шинопроводов, кабелей, защитных устройств и пусковых аппаратов.


Подобные документы

  • Характеристика предприятия и источников электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок цеха; числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Компенсация реактивной мощности. Выбор схемы внешнего и внутреннего электроснабжения.

    дипломная работа [1,5 M], добавлен 25.06.2012

  • Расчёт электроснабжения завода механоконструкций. Выбор трансформаторов и основного оборудования, расчет распределительных сетей. Технические меры электрической безопасности при электроснабжении завода механоконструкций. Безопасность и экологичность.

    дипломная работа [1,4 M], добавлен 05.04.2010

  • Расчёт нагрузок напряжений. Расчет картограммы нагрузок. Определение центра нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Варианты электроснабжения завода. Расчёт токов короткого замыкания.

    дипломная работа [840,8 K], добавлен 08.06.2015

  • Технологический процесс и электрооборудование цементного завода, расчет силовых электрических нагрузок цеха. Выбор схемы питающей и распределительной сети, числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций, коммутационного оборудования завода.

    дипломная работа [2,3 M], добавлен 25.09.2012

  • Определение осветительной нагрузки цехов, расчетных силовых нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности. Определение потерь мощности и электроэнергии. Выбор параметров схемы сети электроснабжения.

    курсовая работа [4,4 M], добавлен 14.06.2015

  • Характеристика электроприемников металлургического завода. Метод коэффициента использования светового потока. Расчёт силовой и осветительной нагрузки. Выбор цеховых и силовых трансформаторов, выключателей, разъединителей. Составление картограммы нагрузок.

    курсовая работа [782,0 K], добавлен 12.01.2015

  • Определение электрических нагрузок от силовых электроприёмников. Выбор количества и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Выбор напряжения и схемы электроснабжения. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования и кабелей.

    курсовая работа [817,1 K], добавлен 18.06.2009

  • Характеристика электроприемников и источников питания. Расчет электрических нагрузок при проектировании системы электроснабжения. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, конструктивного исполнения и схемы соединения ГПП, сечения питающих кабелей.

    курсовая работа [211,3 K], добавлен 30.12.2013

  • Определение расчетных электрических нагрузок. Выбор и расчет низковольтной электрической сети, защитных коммутационных аппаратов. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для цеховых подстанций. Устройства автоматического включения резерва.

    курсовая работа [432,5 K], добавлен 22.08.2009

  • Проект внутреннего и внешнего электроснабжения нефтеперерабатывающего завода. Расчет электрических нагрузок, выбор числа цеховых трансформаторов, силовых кабелей; компенсация реактивной мощности. Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания.

    курсовая работа [452,4 K], добавлен 08.04.2013

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.