Проектирование системы промышленного электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Характеристика предприятия и цехов

1.1 Характеристика предприятия

1.2 Характеристика сооружений и цехов

2. Определение электрических нагрузок цехов и предприятия

2.1 Определение электрической нагрузки цеха для углубленной проработки

2.2 Расчет электрических нагрузок для всего предприятия

3. Выбор параметров и схемы внешнего электроснабжения предприятия

3.1 Предварительный выбор напряжений внешнего электроснабжения и их сравнение

3.2 Выбор напряжения внутризаводской сети

4. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

5. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

5.1 Выбор цеховых трансформаторов

5.2 Выбор места расположения цеховых ТП

6. Выбор места для размещения ГПП, цеховых трансформаторных подстанций и распределительных пунктов

6.1 Разработка схем внутреннего электроснабжения

7. Выбор параметров элементов и схемы сети цеха для углубленной проработки

7.1 Выбор оборудования и токоведущих частей распределительной сети

8. Расчет токов короткого замыкания

8.1 Расчет токов короткого замыкания

8.2 Пример расчета токов КЗ для отдельно взятой точки сети

9. Выбор аппаратуры и токоведущих частей

9.1 Выбор выключателей 10 кВ

9.2 Выбор кабеля 10 кВ участка ТП1-ТП2

9.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

9.4 Выбор трансформатора напряжения 10 кВ

9.5 Выбор предохранителей в цепи 10 кВ

10. Компенсация реактивной мощности

10.1 Расчет пропускной способности трансформаторов

10.2 Выбор числа и мощности конденсаторных батарей

10.3 Расходная часть баланса

10.4 Приходная часть баланса

Литература

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время наиболее важными проблемами в области промышленной электроэнергетики являются: создание экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрение микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплектных преобразовательных устройств.

Все это ставит большие задачи перед работниками научно-исследовательских проектных, монтажных и наладочных организаций, работающих в области электрификации промышленности.

Задачи рационального распределения электроэнергии на промышленных предприятиях, являющихся основными потребителями электроэнергии, приобретают еще большее значение. Эти задачи усложняются непрерывно возрастающими требованиями к качеству электроэнергии и к надежности электроснабжения, особенно для энергоемких предприятий с крупными высокопроизводительными агрегатами, с высокой степенью энерговооруженности и автоматизации.

По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий.

Возникает необходимость внедрять автоматизацию систем электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электроэнергии.

Изменение технологических процессов производства, связанное, как правило, с их усложнением, приводит к необходимости модернизации и реконструкции систем электроснабжения. В таких системах вместо дежурного устанавливаются ЭВМ или микропроцессорные устройства. Современное производство предъявляет высокие требования к подготовке инженеров-специалистов в области промышленного электроснабжения, одновременно требуется большое количество инженеров, обладающих знаниями и в области автоматики и вычислительной техники.

Важной особенностью СЭС является невозможность создания запасов основного используемого продукта - электроэнергии. Применение средств управляющей вычислительной техники в системах электроснабжения является закономерным продолжением развития автоматизации этих систем. Существующие средства локальной автоматизации решают следующие основные задачи: релейной защиты, регулирования напряжения, регулирование мощности конденсаторных батарей и т.п.

Для улучшения технико-экономических показателей систем промышленного электроснабжения необходимо:

- выпускать трансформаторы с соединением обмоток звезда-зигзаг и треугольник-зигзаг;

- создание эффективного математического обеспечения АСУ электроснабжения.

Системный подход при решении оптимизационных задач предполагает управление качеством электроэнергии, направленное на уменьшение ее потерь в системах промышленного электроснабжения, а также на повышение производительности механизмов и качества выпускаемой продукции. Развитие и усложнение структуры систем электроснабжения, возрастающие требования к экономичности и надежности их работы в сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электроэнергии, широкое внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на базе современной вычислительной техники ставят проблему подготовки высококвалифицированных специалистов.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ И ЦЕХОВ

1.1 Характеристика предприятия

Метизная промышленность, отрасль черной металлургии, выпускающая стандартизиpованные металличические изделия различного назначения (проволоку из низкоуглеродистых, углеродистых и легир. марок стали и сплавов, стальные канаты, металлокорд, сварочные электроды и порошковую проволоку, стальную и комбинированную сетку и т. д.). Все производственные здания и сооружения делятся на 3 категории:

- Здания и сооружения занятые непосредственно в производственном процессе, здания и сооружения, где осуществляется выпуск основной продукции (Цеха № 1, №2, №3, №4, №5, №6, №7, №8, №9, №20, №21, №22, №23, №24.

- Здания и сооружения подсобно производственные. К таким зданиям относятся склады, ремонтно-механический цех, мазутное хозяйство, известково-купоросное хозяйство, административный корпус, заводоуправление.

- Здания и сооружения вспомогательного производства. К таким цехам относятся мазутное хозяйство, известково-купоросное хозяйство, нейтрализация.

По степени бесперебойности питания завод относится в целом ко 2-ой категории электроснабжения.

1.2 Характеристика сооружений и цехов

1. Ремонтно-механический цех - в этом цехе осуществляется ремонт и профилактика основного и вспомогательного оборудования задействованного в процессе производства. Основное оборудование - станки универсального назначения (токарные, сверлильные, фрезерные). Перерыв в электроснабжении никак не скажется на основном технологическом процессе. Потребитель III категории электроснабжения.

2. Заводоуправление - в этом корпусе располагается административный персонал предприятия. Основное оборудование - это кондиционеры и вычислительная техника в бухгалтерии, канцелярии и т.д. Нарушение электроснабжения не скажется на основном технологическом процессе. Потребитель II категории бесперебойности электроснабжения.

3. Склад вспомогательных материалов - склад предназначен для хранения комплектующих изделий и материалов для выпускаемой продукции. Основное оборудование - кран-балки, электрокары. Перерыв в электроснабжении не приведет к нарушению основного технологического процесса. Относят к III категории бесперебойности электроснабжения.

4. Цех биметалла, железопроволочный, гвоздильный, металлической сетки, шурупный, болто-заклепочный, проволочный, ширпотреба, цех металлической сетки, сеточный цех - цеха на которых выпускается продукция завода. Цеха состоят из различного рода токарных, фрезерных, режущих станков. Нарушение электроснабжения цехов сказывается на основный технологический процесс. Перерыв в электроснабжении приводит к простою оборудованию и массовому недовыпуску основной продукции. Потребители II категории бесперебойности электроснабжения.

Таблица 1.1 Характеристика производственных цехов текстильного комбината

Наименование цеха	Условия окружающей среды	Категория бесперебойности	Степень опасности поражения электрическим током	Категория пожароопасности
1.Шурупный цех	Нормальные	II	Повышенной опасности
2.Железопроволочный цех	Нормальные	II	Повышенной опасности
Железопроволочный цех 10 кВ	Нормальные	II	Повышенной опасности
3. Цех биметалла	Нормальные Жаркие уч.	III	Повышенной опасности
Цех биметалла	Жаркий участок	II	Повышенной опасности
4.Ремонтно-механический цех	Нормальный	II	Повышенной опасности
5.Шурупный цех №2	Нормальный	II	Повышенной опасности
6.Болто-заклепочный цех	Нормальный	II	Повышенной опасности
7.Проволочный цех	Нормальный	II	Повышенной опасности
8.Гвоздильный цех	Нормальный	II	Повышенной опасности
9. Электродный цех	Нормальный	III	Повышенной опасности
10. Котельная	Жаркий участок	I	Повышенной опасности
11. Ремонтно-строительный цех	Нормальный	III	Повышенной опасности
12. Склад №1	Нормальный	III	Повышенной опасности
13. Склад №2	Нормальный	III	Повышенной опасности
14. Склад №3	Нормальный	III	Повышенной опасности
15. Склад №4	Нормальный	III	Повышенной опасности
16. Склад №5	Нормальный	III	Повышенной опасности
17. Мазутное хозяйство	Нормальный	III	Повышенной опасности	П-1
18. Известково-купоросное хозяйство	Нормальный	II	Повышенной опасности
19.Столовая	Нормальный	II	Повышенной опасности
20.Цех ширпотреба	Нормальный	II	Повышенной опасности
21.Проволочно-сварочный цех	Нормальный	II	Повышенной опасности
22.Цех металлической сетки	Нормальный	II	Повышенной опасности
23.Сеточный цех №1	Нормальный	II	Повышенной опасности
24.Сеточный цех №2	Нормальный	II	Повышенной опасности
25.Нейтрализация	Нормальный	I	Повышенной опасности
26.Компрессорная	Нормальный	II	Повышенной опасности
Компрессорная 10Кв	Нормальный	I	Повышенной опасности
27.Заводоуправление	Нормальный	I I	Без повышенной опасности
28.Насосная	Нормальный	I	Повышенной опасности

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЦЕХОВ И ПРЕДПРИЯТИЯ

2.1 Определение электрической нагрузки цеха для углубленной проработки

Цеховые сети распределения электроэнергии должны:

- обеспечивать необходимую надежность электроснабжения приемников электрической энергии в зависимости от их категории;

- быть удобными и безопасными в эксплуатации;

- иметь оптимальные технико-экономические показатели;

- иметь конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа;

Расчетные нагрузки для цеха углубленной проработки рассчитываем методом упорядоченных диаграмм с применением ЭВМ. Исходные данные и результаты расчета на ЭВМ приведены в табл.2.1-2.2. В качестве проверки приведен расчет нагрузки одного узла методом упорядоченных диаграмм.

Произведем деление электроприемников по группам и узлам с учетом характеристик электроприемников (ЭП) и их территориального расположения.

К первому узлу относим поперечно-строгальные № 1, 2, токарно-револьверные станки № 3, 5, 6, 7 и одношпиндельные токарные автоматы № 4, 8 ЭП в инструментальном отделении цеха. Питание узла осуществляем от силового шкафа ШРС1 - 24У3.

Ко второму узлу относим токарные автоматы № 9-15 Питание этих ЭП осуществляется от от силового шкафа ШРС1 - 24У3.

К третьему узлу относим алмазно-расточные № 19, 20, горизонтально-фрезерные № 21, 22, токарно-револьверные № 28, 29 станки и токарные автоматы № 26, 27, которые запитываются от от силового шкафа ШРС1 - 24У3.

К 4-му узлу относим ЭП одношпиндельные токарные автоматы № 32-34, поперечно-строгальные станки № 40, 41. Питание ЭП осуществляется от силового шкафа ШРС1 - 24У3.

К 5-му узлу относим ЭП наждачные № 35, 36 и заточные № 42, 43 станки. Питание ЭП осуществляется от силового шкафа ШРС1 - 24У3.

К 6-му узлу относим ЭП алмазно-расточные № 16, 17 и горизонтально-фрезерные № 18, 23, 24, 25 станки. Питание ЭП осуществляется от силового шкафа ШРС1 - 24У3.

К 7-му узлу относим ЭП алмазно-расточные № 44, 45, горизонтально-фрезерные № 37, 38 и токарно-револьверные № 30, 31 станки, кран-балки № 39, 47. Питание ЭП осуществляется от силового шкафа ШРС1 - 24У3.

К 8-му узлу относим ЭП заточные станки № 48, 49, 52, 53 и наждачные станки № 50, 51. Питание ЭП осуществляется от силового шкафа ШРС1 - 24У3.

Расчет нагрузки узла методом упорядоченных диаграмм.

В целях проверки рассчитываем нагрузку узла №1 методом упорядоченных диаграмм без применения вычислительной техники.

Установленная активная мощность электроприемников в узле:

Руст = 2·5,5+4·4,8+2·1,8=33,8 кВт

Средняя активная нагрузка

Рср = Рном · Ки

по группам нагрузки первого узла:

Pср, сум.=2·5,5·0,13+4·4,8·0,13+2·1,8·0,13=4,4 кВт

Средняя реактивная нагрузка определяется по выражению:

Qср = Рср ·,

где:

=;

₁ = = 1,98

₂ = = 1,98

₃ = = 1,98

Qср = 4,4·1,98= 8,71 квар

Коэффициент использования по узлу:

Ки =

Определяем эффективное число электроприемников:

При п > 3 и

т =3,1,

,

где п - реальное число электроприемников;

т - отношение номинальной мощности самого мощного электроприемника в узле к номинальной мощности самого маломощного электроприемника в узле.

;

Определяем Кmax = 2.45 по табл. 2.6 /[1], стр.48/

Расчетная активная нагрузка по узлу

Ррасч = Рср · Кmax = 4,4·2,45=10,8 кВт

Расчетная реактивная нагрузка по узлу

Qрасч = Qср · Кmax = 8,71·1,1=9,58 квар

где: Кmax = 1,1 при <10

Расчетная нагрузка осветительной сети:

где Р_уд - удельная нагрузка осветительной сети, Р_уд=0,016 кВт/м²;

k_il - коэффициент спроса осветительной нагрузки;

F - площадь цеха,

F=36·48=1728 м²

Полная расчетная мощность узла:

На основании полученных результатов окончательно намечаем места установки распределительных щитов и наносим их на план цеха.



2.2 Расчет электрических нагрузок для всего предприятия

Расчет электрических нагрузок остальных цехов и предприятия в целом осуществлен методом коэффициента спроса при помощи ЭВМ. Исходные данные и результаты расчетов на ЭВМ приведены в табл.2.3-2.4. Координаты центра нагрузок предприятия рассчитываются без учета числа часов работы электроприемников. По типовым предприятиям находим из таблиц величину T_max=3400 час.

Пример расчета электрических нагрузок для шурупного цеха.

Исходные данные:

P_ном=1280 кВт, К_с=0,45, , Кс.о.=0,95, Р_уд.о.=0,016 кВт/м², S=1620 м².

Расчетные мощности:

Р_р=Р_ном·К_с=1280·0,45=576 кВт

Q_p=P_p·=576·1,02=587,52 квар

Где

= = 1,02

Мощность на освещение:

Суммарная активная мощность:

Полная расчетная мощность:

S_p=

Расчетные нагрузки остальных цехов рассчитываются аналогично.

Расчетная мощность освещения незастроенной территории:

Потери активной мощности в цеховых трансформаторах принимаем 2% от расчетной мощности на стороне 0,4 кв, потери активной мощности в линиях -3% от :

Расчетная активная нагрузка на шинах НН ГПП(РП) предприятия:

электрический нагрузка цех электроснабжение

Расчетная реактивная нагрузка на шинах НН ГПП(РП) предприятия:

Полная расчетная нагрузка на шинах низкого напряжения ГПП (РП):

Расчетная активная нагрузка на шинах ВН ГПП(РП) предприятия:

Расчетная реактивная нагрузка на шинах ВН ГПП(РП) предприятия:

Полная расчетная нагрузка на шинах высокого напряжения ГПП



3. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ И СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРЯТИЯ

Одной из самых актуальных тем в вопросе электроснабжения промышленных предприятий является выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия, напряжения внутреннего распределения энергии, и напряжения цеховой сети. Напряжениями определяются параметры линий электропередачи и выбираемого оборудования подстанций и сетей, и как следствие, определяются размеры инвестиций, потери электроэнергии, эксплуатационные расходы и расход цветного металла.

При выборе напряжения между двумя конкурирующими вариантами следует отдавать предпочтение варианту с наименьшими приведенными затратами, при незначительной разнице приведенных затрат следует отказаться от варианта более низким напряжением, так как должен учитываться возможный рост потребления мощности предприятием и реализация варианта с более низким напряжением связана со значительным расходом цветных металлов.

3.1 Предварительный выбор напряжений внешнего электроснабжения и их сравнение

Напряжение питающих и распределительных сетей зависит от суммарной мощности потребляемой предприятием, его удаленности от источника питания, количества электроприемников и их единичной мощности.

Выбор напряжения внешнего электроснабжения осуществляется в зависимости от мощности передаваемой предприятию системой. При возможности получения питания на различных уровнях напряжения, необходимо провести техническое сравнение вариантов.

Приближенно напряжение можно определить по формуле Стилла:

,

где: L - расстояние от предприятия до источника питания, км;

P - расчетная мощность, передаваемая по одной цепи, МВА.

В зависимости от конструкции линии мощность, передаваемая по одной цепи, может изменяться, в зависимости от количества цепей предусмотренных конструкцией.

В случае двухцепной линии:

Рассматриваем два варианта электроснабжения предприятия:

1) напряжением 35 кВ; (не рекомендуется применять для новых проектируемых сетях электроснабжения в условиях Республики Молдова);

2) напряжением 110 кВ двухцепной воздушной линией.

Вариант №1- питание осуществляется по 2 двухцепным воздушным линиям 35 кВ.

Определяем ток в линии для нормального режима работы:

Определяем сечение провода по экономической плотности тока:

F_ec=I_p/j_ec

где :

j_ec =1,1 A/мм²- экономическая плотность тока для алюминиевых проводов при Тмах=3400 час

Принимаем провод АС-95/16 мм², для которого А.

Определяем ток в воздушной линии в аварийном режиме, при отключении одной из линий:

< I_доп=330А

Определяем падение напряжения в нормальном и аварийном режимах:

где:

?

- активное сопротивление линии;

?

- реактивное сопротивление линии;

В

В

Определяем потери мощности в нормальном режиме:

кВт

Вариант №2 - питание осуществляется по 2 воздушным линиям 110 кВ.

Определяем ток в воздушной линии для нормального режима работы:

Определяем сечение провода по экономической плотности тока:

По условиям короны принимаем провод АС70/11 мм², для которого I_доп=265 А

Определяем ток в воздушной линии в аварийном режиме, при отключении одной из линий:

< I_доп=265А

Определяем падение напряжения в нормальном и аварийном режимах:

где:

?

- активное сопротивление линии;

?

- реактивное сопротивление линии;

В

В

Определяем потери мощности в нормальном режиме:

кВт

Результаты расчетов сводим в табл. 3.1

Таблица 3.1

Вариант	Напряжение U, кВ	Проводник	Потери напряжения, %	Потери мощности, кВт
			Авар.	Норм.
1	35	2хАС-240/32	2,9	1,45	21
2	110	2хАС-70/11	0,76	0,38	36,2

На основании технического сравнения принимаем вариант 110 кВ.

3.2 Выбор напряжения внутризаводской сети

Внутризаводскую сеть выполняем на напряжение 10 кВ, внутрицеховую сеть выполняем на напряжение 0,4 кВ с установкой на цеховых трансформаторных подстанциях трансформаторов 10/0,4 кВ. Принимаем к установке комплектные трансформаторные подстанции, кабельные линии на стороне 10 кВ прокладываем в земляных траншеях, кабели на стороне 0,4 кВ монтируем по стенам на скобах.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Размещение ГПП производим с учетом центра электрических нагрузок предприятия, а также особенностей генплана и стороны подхода ВЛ к предприятию.

При расположении ГПП в ЦЭН затраты на систему электроснабжения достигают наименьшего значения и в этом случае расположение ГПП в ЦЭН является по затратам наименьшим. Критерием при выборе числа трансформаторов ГПП является надежность электроснабжения, расход цветного металла и потребная мощность трансформаторов.

Так как потребители I и II категории составляют около 60 % расчетной мощности предприятия, принимаем к установке два трансформатора.

Номинальную мощность трансформаторов определяем по условию:

Принимаем к установке трансформаторы с номинальной мощностью кВА.

Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме, при отключении или выходе из строя одного трансформатора. В аварийной ситуации допускается перегрузка трансформатора на 40 % на 4 часа при первоначальной нагрузке 0,9 Sном. Оставшийся в работе трансформатор может быть нагружен до

Конструктивное исполнение ГПП определяется принятой схемой и условиями окружающей среды. Проектируемое ГПП является типовым, комплектным, типа ГПП-110-IV-2х25000 кВА, площадь застройки S= 83000m².

5. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

5.1 Выбор цеховых трансформаторов

Номинальная мощность цеховых трансформаторов выбирается исходя из рациональной нагрузки трансформаторов, а так же по условию резервирования в аварийном режиме. Число типоразмеров трансформаторов не должно превышать двух.

Расчетная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

где: - расчетная активная мощность цеха.

Расчетные нагрузки всех цехов позволяют использовать трансформаторы двух типоразмеров: 1600,400 и 630 кВА.

Например, при нормативном коэффициенте загрузки = 0,8 для нагрузок II категории, для цеха № 2 с суммарной мощностью 4200+106,7=4306,7кВт и количестве трансформаторов 4, расчетная мощность трансформаторов определяется по выражению:

кВА

Принимаем к установке 2 трансформаторные подстанции 2ТМ-1600 кВА.

При этом фактический коэффициент загрузки равен:

При выходе из строя одного из трансформаторов оставшиеся в работе будут иметь коэффициент загрузки

При выходе из строя одного трансформатора, оставшийся в работе сможет полностью обеспечить питание электроприемников. Поэтому при аварии не возникает необходимость в отключении малоответственных ЭП.

Расчеты для остальных ТП производятся аналогично и представлены в таб. 5.1.

Таблица 5.1 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

№ ТП	Количество и установленная мощность тр-ров ,	Группа нагрузок	Расчетная нагрузка, кВт	Категории нагрузок	Кзн	Кзф	Кзав	Отключаемая мощность при аварии, кВт
ТП1 ТП2	2ТМ-1600 кВА 2ТМ-1600 кВА	2	4306,7	II	0,8	0,67	1,35	-
ТП3	2ТМ-1600 кВА	3,5,15,1617	2534,3	II	0,8	0,79	-	294,3
ТП4	2ТМ-1600 кВА	6,7	2476,8	II	0,8	0,77	-	236,8
ТП5	2ТМЗ-630 кВА	8,9	986,1	II	0,8	0,78	-	104,1
ТП6	ТМ-1600 кВА	11,12,13	1500,8	III	0,95	0,93	-	-
ТП7	2ТМЗ-630 кВА	10,14,2223	1004,8	II	0,8	0,79	-	122,8
ТП8	2ТМ-1600 кВА	25	2578,4	II	0,8	0,81	-	338,4
ТП9	2ТМЗ-400 кВА	1	600,6	II	0,8	0,75	-	40,6
ТП10	2ТМЗ-400 кВА	4,19,20	615,2	II	0,8	0,77	-	55,2
ТП11	2ТМЗ-630 кВА	18,26,2728	1055,8	II I	0,7	0,83		110,8
ТП12	ТМЗ-400 кВА	24	380,1	III	0,95	0,95	-	-
ТП13 ТП14	2ТМ-630 кВА 2ТМ-630 кВА	21	1975,1	II	0,8	0,78	1,35	105,55

5.2 Выбор места расположения цеховых ТП

Трансформаторные подстанции принимаем внутрицеховыми, что облегчает монтаж и эксплуатацию ТП. Трансформаторные подстанции располагаем в соответствии с расположением оборудования цехов.

6. ВЫБОР МЕСТА ДЛЯ РАЗМЕЩЕНИЯ ГПП, ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ПУНКТОВ

Принимаем к установке ГПП со стороны подхода ВЛ-110 кВ с небольшим сдвигом от ЦЭН в сторону источника питания. Наличие свободного места позволяет применить открытое распределительное устройство на 110 кВ.

Трансформаторные подстанции максимально, насколько позволяют производственные условия, приближаем к центру энергетических нагрузок, что позволяет построить экономичную и надежную систему электроснабжения, так как сокращается протяженность сетей вторичного напряжения, уменьшаются потери энергии и отклонения напряжения, уменьшается зона аварий, облегчается и удешевляется развитие электроснабжения так как подстанции строятся очередями, по мере расширения производства.

Подстанции 10 кВ в целях наибольшего приближения к ЭП применяем внутрицеховыми, что позволяют габариты зданий и условия среды в них. В цехах с несколькими подстанциями стремимся располагать их равномерно по цеху. Подстанцию в цехе углубленной проработки располагаем в соответствии с расстановкой оборудования и учетом расположения источника питания. Подстанции остальных цехов располагаем с учетом характеристик и картограммы нагрузок.

6.1 Разработка схем внутреннего электроснабжения

При разработке схем внутреннего электроснабжения предпочтение отдаем магистральным схемам электроснабжения, что позволяет уменьшить затраты на высоковольтное оборудование. При мощности трансформаторов до 1000 кВА рекомендуемое число трансформаторов - три-пять на одну магистраль. Для обеспечения резервирования по стороне 0,4 кВ двухтрансформаторные подстанции ТП1, ТП2, ТП3, ТП4, ТП5, ТП7, ТП8, ТП9, ТП10, ТП11, ТП13, ТП14 должны получать питание от разных линий.

Распределение нагрузки 10 кВ

По схеме двойной магистрали запитываем от ГПП подстанции: ГПП-ТП1-ТП2-ТП3, ГПП-ТП4-ТП7, ГПП-ТП10-ТП11, ГПП-ТП10-ТП11, ГПП-ТП9-ТП8

Для технико-экономического сравнения намечаем два варианта:

I вариант: подстанции ТП12, ТП5 и ТП6 питаются по радиальным линиям от ГПП.

II вариант: подстанции ТП5-ТП6 и ТП5-ТП12 питаются по магистральным линиям от ГПП.

ТП12 ТП5 ТП6 ТП5 ТП12 ТП6

I вариант II вариант

Технико-экономическое сравнение вариантов схем внутреннего электроснабжения осуществляем методом актуализированных затрат.

Общие актуализированные затраты:

СТА = ,

где:

- затраты на прокладку участка линии определенного сечения, У.Е.;

- расчетный ток в линии А;

- длина участка кабельной линии, км;

- потери мощности в кабельных линиях, кВт;

= ;

где: - коэффициент актуализации, учитывающий капитализацию инвестиций за период эксплуатации оборудования;

= 20 лет - продолжительность нормативного периода функционирования;

Т = 10 лет - продолжительность расчетного периода функционирования;

= 1,75 % - затраты на обслуживание и ремонт /7, табл. 3/;

= ;

;

где: = 10 % - банковский процент на кредит;

= 6,1446 - продолжительность актуализированного периода при = 10 % /7, прил. 2/;

W = ;

=

=

=

Определим стоимость потерь мощности:

,

где: Ср = 700 у.е., - стоимость одного кВт установленной мощности приведенной к эталонной электростанции;

1886 час

ф , час - время максимальных потерь;

= 0,06 у.е. - стоимость одного кВт·ч электроэнергии;

- при = 10 % /7, прил. 2/.

у.е./кВт

Определим стоимость удельных потерь мощности:

где: = 8760 ч - время функционирования в году;

, у.е../кВт

I вариант.

Определяем расчетные нагрузки и выбираем марки кабелей для всех участков при условии полной компенсации реактивной мощности :

Участок ГПП-ТП12: Рр=380,1 кВт, L=165 м

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока:

Принимаем к установке кабель ААШв-3х16 с Iдоп = 75 А, потери в кабеле при полной нагрузке Ро= 39 кВт/км

Участок ГПП-ТП5:

Рр=986,1/2=493,05 кВт, L=70 м

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока:

Принимаем к установке кабель ААШв-3х25 с Iдоп = 90 А, потери в кабеле при полной нагрузке Ро= 40 кВт/км

Участок ГПП-ТП6 : Рр=1500,8кВт, L=130 м

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока:

Принимаем к установке кабель ААШв-3х70 с Iдоп = 165 А, потери в кабеле при полной нагрузке Ро= 45 кВт/км

Определяем размеры инвестиций в линии:

Размер инвестиций на установку 4 ячеек с масляными выключателями ВКЭ-10-630А:

Общий размер инвестиций

=+ = 821,45+7880 = 8701,45 $

Определяем суммарные потери мощности в кабельных линиях:

кВт

Определяем остаточную стоимость линий:

$

СТА^I= тыс. $

При определении ущерба от перерывов электроснабжения не учитываем ущерб от перерывов электроснабжения из-за отказов трансформаторов и элементов сети 0.4 кВ, так как они одинаковы в обоих вариантах. Оценим ущерб, связанный с отключением линий (данная ситуация возможна при отказе кабельных линий, головного выключателя и мест подсоединения трансформаторов к магистрали)

Учитывая, что предприятие работает в две смены, работы по профилактике оборудования проводим в выходные дни, и по этой причине плановые простои не учитываем.

Частоты отказов и время восстановления элементов для I варианта (линия ГПП-ТП12) сведены в табл.6.1.

Табл. 6.1 Частоты отказов и время восстановления элементов для I варианта

Nr.	Наименование элемента	Частота отказов щ, год-1	Время восстановления элемента tв, 10-3, лет
1	Ячейка выключателя КРУН	0,005	1,2
2	Кабельная линия ГПП-ТП12, l=165	0,005	1,5
3	Выключатель нагрузки ТП12	0,04	1,2

Параметр потока отказов цепи:

0,005+0,005+0,04 = 0,05 год^-1

Среднее время восстановления после отказа:

лет

Коэффициент аварийного простоя:

0,05·1,23·10^-3 = 0,0615·10^-3 о.е.

Среднегодовое время аварийного простоя:

Tа = Ка·8760 = 0,0615·10^-3 · 8760 = 0,539 ч/год

Частоты отказов и время восстановления элементов для I варианта (линия ГПП-ТП6) сведены в табл.6.2.

Табл. 6.2 Частоты отказов и время восстановления элементов для I варианта

Nr.	Наименование элемента	Частота отказов щ, год-1	Время восстановления элемента tв, 10-3, лет
1	Ячейка выключателя КРУН	0,005	1,2
2	Кабельная линия ГПП-ТП5, l=70 м	0,0021	1,5
3	Выключатель нагрузки ТП5	0,04	1,2

Параметр потока отказов цепи:

0,005+0,0021+0,04 = 0,0471 год^-1

Среднее время восстановления после отказа:

лет

Коэффициент аварийного простоя:

0,0471·1,213·10^-3 = 0,05713·10^-3 о.е.

Среднегодовое время аварийного простоя:

Tа = Ка·8760 = 0,05713·10^-3 · 8760 = 0,5005 ч/год

Частоты отказов и время восстановления элементов для I варианта (линия ГПП-ТП5) сведены в табл.6.3.

Табл. 6.3 Частоты отказов и время восстановления элементов для I варианта

Nr.	Наименование элемента	Частота отказов щ, год-1	Время восстановления элемента tв, 10-3, лет
1	Ячейка выключателя КРУН	0,005	1,2
2	Кабельная линия ГПП-ТП6, l=130 м	0,0039	1,5
3	Выключатель нагрузки ТП6	0,04	1,2

Параметр потока отказов цепи:

0,005+0,0039+0,04 = 0,0489 год^-1

Среднее время восстановления после отказа:

лет

Коэффициент аварийного простоя:

0,0489·1,224·10^-3 = 0,0598·10^-3 о.е.

Среднегодовое время аварийного простоя:

Tа = Ка·8760 = 0,0598·10^-3 · 8760 = 0,524 ч/год

При выходе из строя линии ГПП-ТП12 недоотпуск энергии составит 380,1 кВт, при выходе линии ГПП-ТП6 - 1500,8 кВт, а при выходе одной цепи ГПП-ТП5 - 493,05 кВт, поэтому годовой ущерб составит:

380,1·0,539·1,2 +1500,8·0,524·1,2+ 493,05·0,501·1,2·2 = 1,486 тыс. $

Суммарные приведенные затраты с учетом ущерба от недоотпуска энергии по первому варианту:

Z₁ = CTA₁ + Y₁ = 8,46+ 1,486 = 9,946 тыс. $

II вариант.

Определяем расчетные нагрузки и выбираем марки кабелей для всех участков при условии полной компенсации реактивной мощности:

Участок ТП5-ТП6: Рр=1500,8 кВт, L=60 м

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока:

Принимаем к установке кабель ААШв-3х70 с Iдоп = 165 А, потери в кабеле при полной нагрузке Ро= 45 кВт/км

Участок ГПП-ТП5 (одна цепь):

Рр=986,1/2+1500,8=1993,85 кВт, L=70 м

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока:

Принимаем к установке кабель ААШв-3х95 с Iдоп = 205 А, потери в кабеле при полной нагрузке Ро= 50 кВт/км

Участок ТП5-ТП12: Рр=380,1 кВт, L=135 м

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока:

Принимаем к установке кабель ААШв-3х16 с Iдоп = 75 А, потери в кабеле при полной нагрузке Ро= 39 кВт/км

Участок ГПП-ТП5 (одна цепь):

Рр=986,1/2+380,1=873,15 кВт, L=70 м

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока:

Принимаем к установке кабель ААШв-3х35 с Iдоп = 115 А, потери в кабеле при полной нагрузке Ро= 42 кВт/км

Определяем размеры инвестиций в линии:

Размер инвестиций на установку 2 ячеек с масляными выключателями ВКЭ-10-630А:

Общий размер инвестиций

=+ = 684,95+3940 = 4625 $

Определяем суммарные потери мощности в кабельных линиях:

кВт

Определяем остаточную стоимость линий:

$

СТА^II= тыс. $

Частоты отказов и время восстановления элементов для II варианта (линия ГПП-ТП5-ТП6) сведены в табл.6.4.

Табл. 6.4 Частоты отказов и время восстановления элементов для II варианта

Nr.	Наименование элемента	Частота отказов щ, год-1	Время восстановления элемента tв, 10-3, лет
1	Ячейка выключателя КРУН	0,005	1,2
2	Кабельная линия ГПП-ТП5, l=70 м	0,0021	1,5
3	Выключатель нагрузки ТП5	0,04	1,2
4	Кабельная линия ТП5-ТП6, l=60 м	0,0018	1,5
5	Выключатель нагрузки ТП6	0,04	1,2

Параметр потока отказов цепи:

год^-1

Среднее время восстановления после отказа:

лет

Коэффициент аварийного простоя:

0,0889·1,213·10^-3 = 0,108·10^-3 о.е.

Среднегодовое время аварийного простоя:

Tа = Ка·8760 = 0,108·10^-3 · 8760 = 0,946 ч/год

Частоты отказов и время восстановления элементов для II варианта (линия ГПП-ТП5-ТП12) сведены в табл.6.5.

Табл.6.5 Частоты отказов и время восстановления элементов для II варианта

Nr.	Наименование элемента	Частота отказов щ, год-1	Время восстановления элемента tв, 10-3, лет
1	Ячейка выключателя КРУН	0,005	1,2
2	Кабельная линия ГПП-ТП5, l=70 м	0,0021	1,5
3	Выключатель нагрузки ТП5	0,04	1,2
4	Кабельная линия ТП5-ТП12, l=135 м	0,0041	1,5
5	Выключатель нагрузки ТП12	0,04	1,2

Параметр потока отказов цепи:

год^-1

Среднее время восстановления после отказа:

лет

Коэффициент аварийного простоя:

0,0912·1,22·10^-3 = 0,111·10^-3 о.е.

Среднегодовое время аварийного простоя:

Tа = Ка·8760 = 0,111·10^-3 · 8760 = 0,972 ч/год

При выходе из строя магистрали ГПП-ТП5-ТП6 недоотпуск энергии составит

986,1/2 + 1500,8 =1993,85 кВт,

а при выходе из строя магистрали ГПП-ТП5-ТП12 -

986,1/2 + 380,1 =873,15 кВт,

поэтому годовой ущерб составит:

1993,85·0,946·1,2 + 873,15·0,972·1,2 = 3,212 тыс. $

Суммарные приведенные затраты с учетом ущерба от недоотпуска энергии по второму варианту:

Z₂ =СТА₂ + У₂ = 5,63 + 3,212 = 8,84 тыс. $

На основании полученных результатов принимаем магистральную схему электроснабжения ТП5, ТП12 и ТП6 (второй вариант)

7. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ И СХЕМЫ СЕТИ ЦЕХА ДЛЯ УГЛУБЛЕННОЙ ПРОРАБОТКИ

7.1 Выбор оборудования и токоведущих частей распределительной сети

Осуществляем выбор проводников и коммутационной аппаратуры одной цепи от главного распределительного щита ТП-10 (ТМЗ-400-10/0,4 кВ) до ЭП № 40 (наиболее электрически удаленный ЭП) по номинальным токам и рабочему напряжению без проверки по условиям короткого замыкания (предварительно).

Выбор проводов и коммутационной аппаратуры для остальных ЭП осуществлен при помощи вычислительной техники. Результаты расчетов и выбранная аппаратура приведены в табл.7.1, 7.2.

Выбор вводного автомата на ТП 10

Выбор вводного автомата осуществляется по условиям защиты трансформатора от коротких замыканий на стороне 0,4 кВ и перегрузки.

Номинальный ток трансформатора:

принимаем к установке автомат с =1000 А /1, табл. 11.2, с. 286/.

Определяем ток уставки автомата (отсечка):

Принимаем ближайшее стандартное значение уставки тока срабатывания максимальных расцепителей (отсечка) .

Уставка расцепителя в зоне перегрузки:

Принимаем ближайшее стандартное значение уставки тока срабатывания максимальных расцепителей на шкале обратно зависимой от тока характеристики.

Принимаем к установке на КТП вводной автомат ВА88-43, с I_n=1000A.

Выбор силового шкафа узла 4

Определяется номининальные токи электроприёмников

К установке принимается силовой шкаф ШРС1 - 24У3 с числом отходящих линий, равным 8-и и номинальными токами предохранителей

Выбор кабеля питающего силовой шкаф ШРС1 - 24У3

По длительно допустимой нагрузке выбираем кабель с алюминиевыми жилами в пластмассовой изоляции типа АВВГ-4х25², с

I_доп=88А>58 A

Ток уставки максимального расцепителя автомата, питающего группу электродвигателей ЭП32-ЭП34, ЭП40,41:

Кратковременную токовую нагрузку определяем из условия пуска наиболее мощного ЭП №40:

где: = 5,5 кВт - номинальная мощность ЭП №36 (самый мощный ЭП);

= 0,45- коэффициент мощности ЭП.;

=0,95 - коэффициент полезного действия электродвигателя.

Ток уставки максимального расцепителя автомата, питающего группу электродвигателей:

Принимаем ближайшее стандартное значение уставки тока срабатывания максимальных расцепителей (отсечка) (при кратности множителя равного 3).

Уставка расцепителя в зоне перегрузки:

Принимаем ближайшее стандартное значение уставки тока срабатывания максимальных расцепителей на шкале обратно зависимой от тока характеристики. .

Принимаем к установке в распределительной коробке шинопровода автомат типа ВА07-220.

Выбор кабельной линии 10 кВ, питающей ТП10 (2ТМ-400 кВА)

Определяем ток в кабельной линии:

Определяем сечение провода по экономической плотности тока.

Принимаем кабель ААШв-3х25 мм², для которого .

Выбор предохранителя защищающего ЭП № 40

Определяем номинальный ток ЭП №40 (с учетом реактивной мощности потребляемой ЭП).

=

Кратковременный ток при пуске двигателя

При легких условиях пуска ток плавкой вставки по кратковременному току:

/2,5 = 97,75 / 2,5 =39,1 А

Принимаем к установке предохранитель ПН2-100/40 с током плавкой вставки 40 А.

Выбор магнитного пускателя ЭП № 40

По номинальному току ЭП №40 A принимаем к установке магнитный пускатель ПМЕ-122 с допустимым током 20 А. Принимаем тепловое реле ТРН-25/16 с установкой регулятора тока срабатывания теплового реле в положение +10%

Выбор провода питающего ЭП № 40

По номинальному току ЭП №40 равному А принимаем к установке провод АПВ-4Ч2,5 мм², для которого I_доп=24А

Таблица 7.1



8. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

8.1 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) осуществляем с помощью ЭВМ по данным схемы замещения составленной для цепи «Энергосистема - ЭП №40) (Табл.8.1).

В результате расчетов получаем следующие показатели:

- сверхпереходной ток трехфазного КЗ;

- ударный ток трехфазного КЗ;

- действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ;

- начальное значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ;

- мощность КЗ в начальный момент;

- ток однофазного КЗ в одной точке.

8.2 Пример расчета токов КЗ для отдельно взятой точки сети

Расчет сопротивлений всех элементов производим в относительных единицах при базисной мощности Sб = 100 МВА.

Сопротивление системы определится как:

где: = 1200 МВА - мощность системы,

= 0,9 - сопротивление системы отнесенное к 110 кВ,

Сопротивление реактивное линии определится как:

где:

= 0,42 Щ/км - удельное сопротивление линии;

l = 7,8 км - длина линии;

Активное сопротивление линии определится как:

Где

= 0,42 Щ/км - удельное сопротивление линии;

Результирующее сопротивление всей цепи определится по выражению:

=

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ,

где = 1 - сверхпереходная ЭДС системы;

= = = 0,502 кА

- базисный ток;

кА

Определяем значение ударного тока по выражению:

где - ударный коэффициент; Та - постоянная времени, равная:

= с

кА

Действующее значение тока КЗ определяем по выражению:

кА

Таблица 8.1 Расчетные данные по расчету токов КЗ до наиболее удаленного электроприемника

№	Схема замещения	U, kV	Элемент участка	Параметры участка
1		115	Электрическая система	Sc=1200 MVA, Ucр=115 kV, xс=0,9 Om
	2

Размещено на http://www.allbest.ru/

115	Воздушная линия двухцепная AC-70/11	r1=ro=0,42 Om/km, x1=xo=0,42 Om/km, l=7,8 km
3		10,5	Трансформаторы ГПП 2xTРДН-25000/110/10	Sn=25000 MVA, uk=10,5%, pk=120 kW
4		10,5	Кабельная линия участка ГПП-ТП10, AAШВ-10 (3x70 мм2)	r1=ro=0,443 Om/km, x1=xo=0,086 Om/km, l=80 m
5		10,5	ТП10- ТМ3-2x400 kVA	Sn=400 kVA, r0=r1=3,5 mOm, uk=4,5%, Pk=5,5 kW; xo=x1=11 mOm
	6

Размещено на http://www.allbest.ru/

0,4	Ошиновка КТП Шины 80x6, L=4 m	r1=0,0772 Om/кm, ro=0,772 Om/кm x1=0,126 Om/кm, xo=1,008 Om/кm L=4 m
7		0,4	Tрансформатор тока TT 1000/5	r1=r0=0,06 mOm X1=xo=0,04 mOm
8		0,4	Вводной автомат ВA55-41, In=1000A	r1=r0=0,25 mOm x1=xo=0,10 mOm
	9

Размещено на http://www.allbest.ru/

0,4	Участок сборных шин в пределах вводной ячейки 25x3, l=3 m	r1=0,418 mOm, r0=2,52 mOm/m x1=0,2 mOm/m, xo=1,04 mOm/m, l=3 m
10		0,4	Линейный выключатель ВА53-39, In=400A	r=ro=0,65 mOm x=x0=0,17 mOm
11		0,4	Трансформатор тока TT 400/5 ТШЛ-0,66	r1=ro=0,11 mOm X1=xo=0,17 mOm
12		0,4	Кабель АВВГ-4х25мм2, L=42 m	r1=ro=0,165 mOm/m; x1=xo=0,03 mOm/m; L=42m
	13

Размещено на http://www.allbest.ru/

0,4	СП ШРС1-24-УЗ	r1=0,1 mOm/m, x1=0,15 mOm/m r0=1 mOm/m, xo=1 mOm/m,
14		0,4	Автоматический выключатель ВА51-31, In=100A в коробке нинопровода	r1=ro=2,15 mOm x1=xo=1,2 mOm
15		0,4	Проводники в трубе АПВ(4x2,5 mm2), l=4 m	r1=5,21 mOm/m, x1=0,01 mOm/m r0=6,41 mOm/m, x0=0,094 mOm/m, L=4 m
16		0,4	Магнитный пускатель ПМЕ-122, АД №40 Рном=5,5 кВт, cosf=0,5; =0,85	r1=ro=0,96 mOm/m x1=xo=0,28 mOm/m Sb=100 MVA

9. ВЫБОР АППАРАТУРЫ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

9.1 Выбор выключателей 10 КВ

Выбор выключателя (линия ГПП - ТП1-ТП2)

Выключатели выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, типу, роду установки и проверяют по электродинамической, термической стойкости и отключающей способности КЗ.

Участок ГПП-ТП1 (одна цепь):

Рр=4306,7/2+2534,3/2=3420,5 кВт

Определенные ранее токи КЗ для выключателя равны:

3,872 кА; 8,347 кА; 4,82 кА ; I⁽²⁾ =3,353 kA

Определяем апериодическую составляющую тока КЗ при условии максимального значения:

,

где: = 0,01 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ /6, таб. 3.7/;

ф =

- расчетное время для которого требуется определить ток КЗ;

= 0,9 с - собственное время отключения выключателя.

ф = с

= 0,00025 кА

Определяем тепловой импульс

где:

= + = 0,1 + 0,1 = 0,2 c

- полное время отключения выключателя;

= 0,1 - время срабатывания релейной защиты;

кАІ·с

Принимаем по каталогу к установке выключатель ВВ/TEL-10-20/400.Расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 9.1.

Таблица 9.1

Расчетные данные.	Каталожные данные. Выключатель ВВ/TEL-10-20/400
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 197,5A	Iном = 630 А
Iп.о. = I”=3,872 кА	Iоткл.ном = 31,5 кА
Iпо = I”= 3,87 кА	Iдин = 31,5 кА
8,347 кА	80 кА
кАІ·с	Iтер· t= 31,5 · 3 = 94,5 кАІ·с

9.2 Выбор кабеля 10 кВ участка ТП1-ТП2

Участок ТП1-ТП2:

Рр=2153,35/2+2534,3/2=2343,83 кВт, L=40 м

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока:

Принимаем к установке кабель ААШв-3х95 с Iдоп = 205 А

Проверяем кабель по условию термической стойкости

кАІ·с

= = 16,7 ммІ < 95 ммІ

Сечение кабельной линии ТП1-ТП2 удовлетворяет условию минимального сечения проводника, отвечающего требованию его термической стойкости.

9.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Перечень всех необходимых приборов выбираем по табл. 4-11 [6]

Выбираем трансформатор тока ТПОЛ-10-2 . Класс точности 0,5. Номинальный ток первичной обмотки 100 А. Номинальный ток вторичной обмотки 5 А. Вариант исполнения обмоток 0.5/10Р. Номинальная нагрузка 10 ВА. Электродинамическая стойкость = 81 кА. Термическая стойкость (допустимый ток/ допустимое время) 32/3.

Определяем допустимое сопротивление нагрузки приборов:

==0,4 Щ

Определяем допустимое сопротивление проводов:

- R_приб

Сопротивление приборов определяется нагрузкой приборов. Данные нагрузок приборов заносим в табл. 9.2

Таблица 9.2

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА.
Амперметр	Э - 335	0.5
Счетчик активной энергии	СА3 - И680	2.5
Счетчик реактивной энергии	СР4 - И676	2.5
Итого:		5.5

==0,22 Щ

- R_приб = 0,40 - 0,22 = 0,18 Щ

Для распределительного устройства (РУ) 10 кВ применяем кабель с алюминиевыми жилами. Ориентировочная длина провода 8 метров. Определяем сечение провода.

== 1,018 ммІ

Принимаем кабель АКРВБ с жилами сечением 2,5 ммІ.

Расчетные и каталожные данные заносим в табл. 9.3.

Таблица 9.3

Расчетные данные	Каталожные данные ТПОЛ-10-У3
	Iном = 100 А
	= 81 кА.
кАІ·с	Iтер· t= 32 ·3 = 96 кАІ·с

9.4 Выбор трансформатора напряжения 10 кВ

Принимаем к установке трансформатор напряжения НАМИ-10-95 с Uном = 10 кВ. Проверяем его по вторичной нагрузке. Подсчет нагрузки измерительного трансформатора напряжения (ИТН) приведен в таблице 9.4

Таблица 9.4

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА.
Вольтметр	Э - 335	2
Счетчик активной энергии	СА3 - И681	26,4
Счетчик реактивной энергии	СР4У - И689	26,4
Итого:		54,8 ВА

Выбранный трансформатор НАМИ-10-95 имеет номинальную мощность 40 ВА в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков.

то есть трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

9.5 Выбор предохранителей в цепи 10 кВ

Выбор предохранителей производится:

- по напряжению установки

(в нашем случае для предохранителя типа ПК)

- по допустимому току:

= =36,4 А = 80А

Расчетные и каталожные данные сведены в табл. 9.5

Таблица 9.5

Расчетные данные.	Каталожные данные ПКТ10-80, таб. 2.85/
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 36,4 A	Iпл.вст. = 80 А
Iпо = I”= 3,521 кА	Iоткл.ном = 20 кА

10. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Одним из важных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Передача реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по той причине, что возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные их загрузкой реактивной мощностью.

Компенсация реактивной мощности является одним из основных направлений по снижению потерь электроэнергии.

«Ввод источника реактивной мощности приводит к снижению потерь в период максимума нагрузки в среднем на 0,081 кВт / квар» /5, стр. 216/.

10.1 Расчет пропускной способности трансформаторов

Расчет пропускной способности трансформаторов производим по формуле:

где N - количество трансформаторов;

k - Коэффициент загрузки;

- расчетная активная нагрузка,

В качестве примера произведем расчет для трансформаторов ТП1-ТП2 (4х1600), нормативный коэффициент загрузки равен 0,8. Суммарная расчетная активная нагрузка цехов 2 равна Рр = 4306,7 кВт

Учитывая, что суммарная реактивная нагрузка цехов равна Qр = 3704,2 квар, необходимо выработать на стороне 0,4 кВ

3704,2 - 2768,89 = 935,31 квар.

Устанавливаем на ТП1-ТП2 4хУКЛН-300-150У3 с суммарной мощностью 1200 квар.

10.2 Выбор числа и мощности конденсаторных батарей

Выбор числа и мощности низковольтных конденсаторных батарей приведен в табл. 10.1

Таблица 10.1

ТП	Pр, кВт	Qр, кВт	Кзн	NxSт, кВА	Qт, квар	Qку, квар	Принятые компенсирующие установки
ТП1,2	4306,7	3704,1	0,8	4х1600	2768,887	935,213	4хУКМ-250-10У3
ТП3	2534,3	2254,5	0,8	2х1600	361,8335	-361,834	-
ТП4	2476,8	2321	0,8	2х1600	647,3498	1607,15	4хУКМ-500-50У3
ТП5	986,1	922,5	0,8	2х630	816,0924	1504,908	4хУКМ-500-50У3
ТП6	1500,8	924,7	0,8	1х1600	0	924,7	4хУКМ58-300-33,3У3
ТП7	1004,8	854,6	0,8	2х630	80,25559	844,4444	4хУКМ-400-50У3
ТП8	2578,4	2257,7	0,8	2х1600	0	2257,7	4хУКМ58-700-50У3
ТП9	600,6	587,6	0,8	2х400	221,0874	2036,613	4хУКМ58-700-50У3
ТП10	615,2	360,1	0,8	2х400	176,434	411,166	4хУКМ58-400-50У3
ТП11	1055,8	820,1	0,8	2х630	0	820,1	4хУКМ58-500-50У3
ТП12	380,1	353,5	0,8	1х400	0	353,5	4хУКМ58-100-10У3
ТП13,14	1975,1	2254,5	0,8	1х400	404,0247	-50,5247	-

10.3 Расходная часть баланса

Суммарное потребление реактивной мощности (РМ) на стороне 0,4 кВ составляет Qp=13921,2 квар.

Принимаем потери в цеховых трансформаторах равными 10 % от номинальной мощности трансформаторов, что составляет:

квар

Принимаем потери в трансформаторах ГПП равными 10 % от номинальной мощности трансформаторов, что составляет:

квар

Суммарное потребление составляет

13921,2+2590+5000=21511,2 квар

Резерв для послеаварийных режимов 10%, что составляет 2151,12 квар

Необходимая реактивная мощность

21511,2+2151,12 = 23662,32 квар

10.4 Приходная часть баланса

Реактивная мощность генерируемая низковольтными конденсаторными батареями Q_КУ= 17400 квар.

Реактивная мощность, получаемая от системы 6239,1 квар.

Данные баланса сводим в таблицу 10.2

Таблица 10.2

№	Статьи баланса	Реактивная мощность, квар
1.	Расходная часть баланса
1.1	Нагрузка потребителей 0,4 кВ	13921,2
1.2	Нагрузка потребителей 10 кВ	0
1.3	Потери в силовых трансформаторах	7590
1.4	Резерв для послеаварийных режимов	2151,2
1.5	Необходимая мощность источников РМ	23662,32
2	Приходная часть баланса
2.1	Система	6239,1
2.2	Синхронные двигатели 10 кВ	0
2.3	Синхронные двигатели 0,4 кВ	0
2.4	Конденсаторные установки 10 кВ	0
2.5	Конденсаторные установки 0,4 кВ	17400
2.6	Итого покрытие	23739,1
3.	Баланс	+76,78

Литература

1. Ю.Г. Барыбин и др. Справочник по проектированию электроснабжения. -М.: Энергоатомиздат, 1990.

2. Ю.Г. Барыбин и др. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. -М: Энергоатомиздат, 1991.

3. А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. -М. :Энергоатомиздат, 1987.

4. Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. -М. : Энергоатомиздат, 1989ю

5. А.А. Федоров, В.В. Каменева. Основы электроснабжения промышленных предприятий. -М. : Энергия, 1979.

6. А.А. Ермилов. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М: Энергия, 1976.

7. V. Arion, S. Codreanu. Bazele calcului tehnico-economic al sistemelor de transport єi distribuюie a energiei electrice, Chiєinгu, 1998

8. Правила устройства электроустановок. -М: Энергоатомиздат, 1985.

9. Б. Ю. Липкин Электроснабжение промышленных предприятий и установок, -М: Высшая школа, 1990.

10. Н.П. Постников, Г.М. Рубашов Электроснабжение промышленных предприятий, -М: Стройиздат, 1989.

11. В.М. Блок Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. -М: Высшая школа, 1990.

Размещено на Allbest.ru