Проект електропостачання ремонтно-механічного цеху машинобудівного заводу

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсова робота

з дисципліни "Електропостачання підприємств і цивільних споруд"

ВИХІДНІ ДАНІ

Таблиця В.1 - Склад цехів підприємства і категорія надійності їх електроприймачів

№ цеху	Назва цеху	Категорія надійності електроприймачів
1	Механічний цех № 1	2 і 3
2	Механічний цех № 2	2 і 3
3	Механічно - складський цех	2
4	Інструментальний цех	3
5	Цех дрібних серій	2
6	Ремонтно - механічний цех	3
7	Компресорна станція	1 і 2

Таблиця В.2 - Установлена потужність цехів

Варіант	Установлена потужність цехів
	1	2	3	4	5	6	7
8	5700	6300	6800	6200	6400	6400	1700

Таблиця В.З - Коефіцієнти попиту цехів

Варіант	Коефіцієнти попиту Кп цехів
	1	2	3	4	5	6	7
8	0,13	0,12	0,17	0,18	0,18	0,17	0,15

Таблиця В.4 - Коефіцієнти потужності цехів

Варіант	Коефіцієнти потужності cos? цехів
	1	2	3	4	5	6	7
8	0,61	0,69	0,64	0,66	0,51	0,61	0,64

Таблиця В.5 - Спосіб виконання загального освітлення цехів

Варіант	Спосіб виконання загального освітлення цехів
	1	2	3	4	5	6	7
8	2	3	1	2	3	1	2

Примітки:

- лампи розжарювання (cos?= 1);

- люмінесцентні лампи низького тиску (cos? = 0,95);

- дугові ртутні лампи високого тиску (cos? = 0,5).

Таблиця В.6 - Дані електродвигунів компресорної станції

Варіант	Uном, кВ	Рном, кВт	п, об/хв	Тип	Кількість, N, шт
8	10	2000	500	СДНЗ-2-18-61-12	4

Таблиця В.7 - Тривалість перевантаження трансформатора головної понижувальної підстанції в післяаварійному режимі і відношення літнього розрахункового навантаження до зимового

Варіант	Тривалість перевантаження, год	Відношення літнього розрахункового навантаження до зимового, в. о.
8	4	0,85

Примітка. Температуру охолодного повітря для м. Чернівці прийняти: зимову - 0 °С, літню - +20 °С.

Таблиця В.8 - Напруга джерела живлення, номінальна напруга електричної мережі внутрішньозаводського електропостачання, схема приєднання головної понижувальної підстанції, величина початкового струму трифазного короткого замикання від системи на боці високої напруги підстанції і напруга системи в максимальному режимі, кількість годин використання максимуму навантаження за рік

Варіант	Uжив, кВ	Uном.м, кВ	Схема приєднання	Ік.с.макс.,кА	Uс.макс., кВ	Тмакс., год
8	35	10	Тупикова	16,5	31,5	2000

Вступ

Важливу роль в умовах сучасного розвитку всіх галузей народного господарства нашої країни відіграє енергетика та електрифікація, яка є одним із основних напрямків науково-технічного прогресу.

Енергосистеми є основними джерелами електропостачання споживачів електроенергії в тому числі найбільш енергоємних, якими є промислові підприємства.

Прискорення науково-технічного прогресу диктує необхідність вдосконалення промислової електроенергетики, зокрема підготовки умов для широкого переведення й на енергозберігаючий процес розвитку.

Розвиток і удосконалення систем електропостачання, зростаючі вимоги до економічності та надійності їх роботи, широке впровадження пристроїв управління розподілом та споживанням електроенергії на базі сучасної обчислювальної техніки ставлять проблему підготовки висококваліфікованих інженерів Економічність електропостачання досягається шляхом розробки досконалих систем розподілу електроенергії, використання раціональних конструкцій комплектних розподільних пристроїв і трансформаторних підстанцій і оптимізації системи електропостачання

На економічність роботи системи впливає вибір раціональних значень напруги, оптимального перерізу проводів і кабелів, числа і потужності трансформаторних підстанцій, засобів компенсації реактивної потужності і їх розміщення в мережі

Реалізація цих вимог забезпечує зменшення втрат при спорудженні і експлуатації всіх елементів системи електропостачання Також раціональним є розподіл електроприймачів по надійності електроспоживання, на декілька категорій з врахуванням їх значення в технологічному процесі виробництва виробів, безаварійності його роботи і безпеки обслуговування

Основною метою, що переслідувалась при розробці курсового проекту було створення і забезпечення економічних та надійних умов електропостачання для проведення необхідного технологічного процесу.

Дуже актуальним сьогодні є питання енергозбереження. Енергозбереження в Україні визнано одним із пріоритетних напрямків державної політики і розглядається не як чергова компанія, а як довгострокова і чітко спланована програма дій.

На сьогоднішній час виробництво досягло неабияких широт. В результаті цього створюються все нові і нові устаткування, прилади та верстати для забезпечення науково-технічних потреб людства. В загальному технічний прогрес вимагає надійного та якісного обладнання, яке здатне не тільки виробляти певний вид продукції, але й забезпечити надійність та безпеку роботи людини на даному виробі в цілому

На сучасному етапі розвитку науки і техніки великих досягнень здобула галузь машино- та верстатобудування та розробка електрообладнання трансформаторів, компенсуючи пристроїв реактивної потужності, комутаційного обладнання, розрядників, що привело до збільшення випуску деталей та інших технічних одиниць різного роду. А це в свою чергу привело до швидкого зростання матеріально-технічного рівня життя людей.

1. Визначення розрахункових навантажень цехів та підприємства

Розрізняють такі методи визначення розрахункового навантаження:

Метод впорядкованих діаграм.

Метод питомого споживання електроенергії на одиницю продукції:

3. Метод коефіцієнта попиту.

1. Цей метод є основним при розрахунку навантажень. Його застосування можливе, якщо відомі одиничні потужності ЕП, їх кількість і технологічне призначення. Розрахунок виконується по вузлам живлення системи електронавантаження в слідую чому порядку:

Приймачі поділяють на характерні технологічні групи для яких з довідників знаходять значення Кв і cos ?. Для кожної технологічної групи розраховують середню активну і реактивну потужності: Qсер = Р сер tg?. По вузлу живлення визначають: загальну кількість приймачів, їх сумарну установлену потужність, сумарну середню активну і реактивну потужності.

Знаходять значення групового коефіцієнта використання.

Розраховують ефективне число приймачів. По кривим в довіднику знаходять значення коефіцієнта максимуму.

Визначають розрахункову активну потужність: Рм = Км · Рсер розрахункову реактивну потужність приймаємо Qм=Qсер.

2. Метод питомого споживання електроенергії на одиницю продукції: Використовують в тому випадку, коли відоме призначення підприємства, кількість продукції яку воно випускає за рік, режим роботи підприємства і норми питомих витрат електроенергії.

3. Метод використовується для визначення розрахункового навантаження груп електроприймачів, цехів або підприємств, якщо є дані про цей коефіцієнтНавантаження визначається по цеху в цілому за умови її рівномірного розподілу за всією його площею. Даний метод використовується для орієнтовних розрахунків за відсутності даних про розміщене в цеху електроустаткування.

Ми будемо проводити розрахунок методом коефіцієнта попиту.

Визначення розрахункового числового навантаження цехів .

Знаходимо середнє навантаження, користуючись формулою:

(кВт) (Л1 ст.81 ф. 2.9 ),

потім визначаємо середню реактивну потужність по цехах і категоріях, користуючись формулою:

(квар) (Л1 ст.89.ф. 2.18 ).

Щоб знайти повну середню потужність використаємо наступну формулу:

(кВА)

Розраховуємо:

1-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

2-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

3-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

4-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

5-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

6-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

7-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

Таблиця 9. Визначення розрахункового силового навантаження цехів

№ цеху	Назва цеху		Кп		Результати розрахунків
1	Механічний цех №1	5700	0,13	0,61/1,27	741	941,1	1197,8
2	Механічний цех №2	6300	0,12	0,69/1,05	756	793,8	1074,7
3	Механічно-складальний цех	6800	0,17	0,64/1,2	1156	1387,2	1805,7
4	Інструментальний цех	6200	0,18	0,66/	1116	1272,2	1692,3
5	Цех дрібних серій	6400	0,18	0,51/	1152	1935,4	2252,3
6	Ремонтно-механічний цех	6400	0,17	0,61/1,27	1088	1381,8	1758,7
7	Компресорна станція	1700	0,15	0,64/1,2	255	306	398,3
Усього	6264	8017,5	10179,8

Визначення розрахункового навантаження загального електричного освітлення цехів.

На етапі визначення загального навантаження цеху його розраховують за формулою:

(кВт),

де k -- коефіцієнт, що враховує потужність пускових приладів залежно від джерела світла (для ламп розжарювання приймається k = 1,0; ДРЛ k -- 1,1; для ЛЛ k = 1,2);

рп.о.і -- питоме навантаження загального освітлення і-го цеху, Вт/м2.

Методика розрахунку:

Розрахункове активне навантаження визначається за формулою

(кВт) (Л1. с.83. ф. 2.10);

в свою чергу реактивне навантаження рахують за

(квар) (Л1 ст.89.ф. 2.18)

і повне розрахункове навантаження:

(кВА)

1-й Цех

(кВт)

(кВт)

(квар)

(кВА)

2-й Цех

(кВт)

(кВт)

(квар)

(кВА)

3-й Цех

(кВт)

(кВт)

(квар)

(кВА)

4-й Цех

(кВт)

(кВт)

(квар)

(кВА)

5-й Цех

(кВт)

(кВт)

(квар)

(кВА)

6-й Цех

(кВт)

(кВт)

(квар)

(кВА)

7-й Цех

(кВт)

(кВт)

(квар)

(кВА)

Таблиця 10. Визначення розрахункового навантаження загального електричного освітлення цехів

№ п/п	Площа цеху	Тип ламп	Вт/м2	Результати розрахунків
				кВт	кВт	квар	кВА
1	8640	Люмінесцентні	16	165,9	157,6	50,1	165,4
2	8640	ДРЛ	16	152,1	144,5	245,8	285,1
3	9720	Розжарювання	19	184,7	175,5	0	175,5
4	3888	Люмінесцентні	16	74,7	70,9	22,7	74,4
5	4308	ДРЛ	19	96,3	91,5	155,6	180,5
6	3456	Розжарювання	16	55,3	52,5	0	52,5
7	1728	Люмінесцентні	18	37,3	35,4	11,3	39
Усього	766,2	727,9	593,3	1321,2

1.3 Визначення розрахункового навантаження компресорної станції

Якщо у задана кількість ЕД 4,6 то кількість робочих ЕД обчислюють за формулою ; потім знаходимо розрахункову активну потужність за формулою

;

і мінімальну реактивну потужність що генерує СД

наступною визначимо розрахункову реактивну потужність за формулою

;

Щоб знайти загальне розрахункове активне навантаження використовують таку формулу:

;

реактивне для СД:

,

і для повної потужності використаємо відому нам формулу:

(шт)

(кВт)

(квар)

(квар)

(кВт)

(квар)

(кВА)

1.4 Визначення розрахункового навантаження підприємства

Щоб знайти загальне розрахункове активне навантаження кожного з цехів використовують формулу:

,

Для реактивного:

,

і для повного розрахункового навантаження використовують:

1-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

2-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

3-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

4-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

5-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

6-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

7-й Цех

(кВт)

(квар)

(кВА)

Загальне розрахункове активне та реактивне навантаження цехів усього підприємства визначають з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ко цих цехів

Коефіцієнт одночасності збігання максимумів навантаження приймають 0,9

(кВт) (квар)

(кВА)

Таблиця 11. Визначення розрахункового навантаження.

№ п/п	Назва цеху
1	Механічний цех №1	898,6	1099	1419,6
2	Механічний цех №2	900,5	1039,6	1375,8
3	Механічно-складальний цех	1331,5	1387,2	1922,8
4	Інструментальний цех	1186,9	1234,9	1756,6
5	Цех дрібних серій	1243,5	2091	2432,8
6	Ремонтно-механічний цех	1140,5	1381,8	1791,7
7	Компресорна станція	Навантаження	290,4	317,3	430,1
		Двигуни	3200	-1536	-
		Усього	3490,4	-1218,7	3697
Усього	10190,9	7074,2	14396,3
Усього з врахуванням	8047,42	4463,92	9202,6

2. Визначення центра електричних навантажень та місця розташування

головної понижувальної підстанції

При проектуванні любого об'єкта складається генеральний план на якому вказується координати кожного із цехів і їх розрахункові потужності, а також координати і розрахункові потужності окремих великопотужних електроприймачів.

Для наочності визначення центра електричних навантажень на генеральний план підприємства наноситься картограма навантажень (рис. 1). При цьому для кожного цеху креслиться коло, центр якого збігається з центром електричних навантажень цеху. Площа кола в прийнятому масштабі m=50 кВА/мм2 дорівнює повному розрахунковому навантаженню цеху:

, (кВА)

де Sр.ц.і - розрахункове повне навантаження і-го цеху, кВА;

гц.і -- радіус кола і-го цеху, мм; m - масштаб, кВА/мм2.

З цього виразу визначається радіус кола: (мм)

(мм)

(мм)

(мм)

(мм)

(мм)

(мм)

(мм)

Рис. 1. Генплан промислового підприємства з нанесенням картограми навантажень і визначенням центра електричних навантажень.

Таблиця 12. Координати та радіуси кіл картограм цехів

№ цеху	Назва цеху	координати	rц.і, мм
		Хц.і, мм	Yц.і, мм
1	Механічний цех №1	34	84	3
2	Механічний цех №2	46	84	2,9
3	Механічно-складальний цех	80	84	2,9
4	Інструментальний цех	80	45	3,3
5	Цех дрібних серій	40	48	3,9
6	Ремонтно-механічний цех	37	26	3,4
7	Компресорна станція	78	26	4,8

Знаючи координати електричних приймачів і їх розрахункові потужності, користуючись формулами:

(Л1 ст. 238 ф. 4,13)

і визначають місце розміщення ГПП.

У формулах Sі-повна розрахункова потужність кожного приймача: Хі і Yі - їх координати.

(од)

(од)

3. Вибір кількості та потужності трансформаторів головної

понижуючої підстанції

Головна понижувальна підстанція - це трансформаторна підстанція від якої живиться установа.

Установлення більше двох трансформаторів на ГПП можливе лише в деяких випадках: коли потрібно виділити різкозмінні навантаження на окремий трансформатор.

Номінальну потужність головної понижуючої підстанції визначають за наступном співвідношенням:

де Рр.5 - розрахункова активна потужність підприємства на V рівні електропостачання (дані з таблиці 11);

Qe.5 - економічна реактивна потужність на V рівні електропостачання, що споживається підприємством з мережі енергосистеми.

Реактивну потужність знаходимо за формулою:

Це обумовлено тим, що згідно з "Методикою розрахунків плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами", щоб складова П2 (надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами компенсації реактивної потужності плати П за споживання і генерацію реактивної електроенергії) дорівнювала нулю (П2 = 0), нормативний коефіцієнт К повинен бути К = 1 (це можливо при tg ?? 0,25, що відповідає cos??0,97).

Якщо на головній трансформаторній підстанції будуть знаходитися два трансформатори, то номінальна потужність кожного з них має відповідати двом умовам.

По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше половини розрахункового повного навантаження ПС SpH, тому що в разі аварійного вимикання одного з трансформаторів релейним захистом (РЗ) і автоматичного вмикання секційного вимикача пристроєм автоматичного вмикання резерву (АВР) у розподільному пристрої НН інший трансформатор бере на себе все навантаження підстанції. Тоді цю умову можна записати так:

Вибирається найближча більша номінальна потужність трансформатора ГПП. Первинна та вторинна напруги трансформатора беруться з таблиці В.8.

По-друге, повинна також виконуватись умова:

,

де Sр.н.а - розрахункове повне навантаження в післяаварійному режимі, яке визначається з урахуванням сезонної зміни навантаження та можливого обмеження навантаження в такому режимі;

К2ав - коефіцієнт, який визначає величину допустимого аварійного перевантаження залежно від тривалості перевантаження, температури холодного повітря та величини попереднього навантаження.

Величину коефіцієнта К знаходять в довідковій літературі.

У курсовій роботі передбачається вибір номінальної потужності трансформаторів ГПП із наближеною оцінкою їх навантажувальної здатності в аварійному режимі. При цьому величина К2ав визначається з узагальнюючої таблиці 3.1 без точного врахування величини попереднього навантаження. Ця таблиця призначена для трансформаторів з напругою до 110 кВ включно при допустимій максимальній температурі нагрівання обмотки не більше 160 °С і температурі масла у верхньому шарі не більше 115 °С (для трансформаторів класів напруги 150 кВ і вище найбільша температура нагрівання обмотки в аварійному режимі не більше 140 °С, тому для них можна користуватися цією таблицею, збільшуючи температуру холодного повітря на +20 °С).

У курсовій роботі виконання другої вимоги для зимової та літньої температур холодного повітря при відповідних навантаженнях необхідно перевірити за формулами:

,

де К2ав.з - коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження в зимовий період;

К2ав.л - коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження в літній період;

К - коефіцієнт відношення літнього розрахункового навантаження до зимового (задається для кожного варіанта в таблиці В.7).

Таблиця 13. - Значення коефіцієнта допустимого аварійного перевантаження трансформаторів К2ав системами охолодження М і Д.

Тривалість перевантаження, год	Коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження К2ав залежно від температури холодного повітря, 0С
	- 10	0	10	20	30	40
0,5	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0	1,7
1,0	2,0	2,0	2,0	2,0	1,9	1,4
2,0	2,0	1,9	1,8	1,7	1,6	1,3
4,0	1,7	1,7	1,6	1,4	1,3	1,2
6,0	1,6	1,5	1,5	1,4	1,3	1,1
8,0	1,6	1,5	1,4	1,3	1,2	1,1
Від 12 до 24	1,5	1,5	1,4	1,3	1,2	1,1

Розрахункова активна потужність підприємства на 5-му рівні електропостачання Рр.5 =9171,8 кВт.

Економічна величина реактивної потужності становить:

(квар)

Розрахункове повне навантаження в нормальному режимі роботи становить:

(кВА)

Згідно з першою умовою мінімальна номінальна потужність трансформаторів ГПП становить:

(кВА)

Таким чином, для ГПП попередньо вибираємо трансформатори типу ТМН-6300/110.

За другою умовою і даними коефіцієнтів допустимого аварійного перевантаження трансформаторів з таблиці 13.

 (кВА)

(кВА)

Вибираються два трансформатори типу ТМН-6300/110, технічні дані яких наведені в таблиці 14.

Таблиця 14. - Технічні дані трансформаторів головної понижувальної підстанції

Тип	Номінальна потужність, кВА	Поєднання напруг, кВ	Втрати	Напруга КЗ, %	Струм ХХ, %
		ВН	НН	ХХ	КЗ
ТМН-6300/110	6300	115	6,6	11,5	33,5	10,5	1

4. Вибір кількості та потужності трансформаторів цехових

трансформаторних підстанцій

Цехова трансформаторна підстанція -- це підстанція з первинною напругою 6-10 кВ, яка перетворює електроенергію на напругу до 1 кВ (наприклад 0,66 кВ чи 0,38/0,22 кВ) і безпосередньо живить споживачів одного чи кількох цехів або частину великого цеху.

Вибір числа і потужності трансформаторів на підстанціях - це один з найважливіших етапів проектування промислового підприємства.

Якщо трансформатор живить споживачі ІІІ категорії, то достатньо вибрати тільки один трансформатор, номінальна потужність якого має бути більшою або дорівнювати розрахунковій потужності. Отже підстанція буде однотрансформаторна, що звичайно економічно вигідно. Проте при наявності на підприємстві споживачів І-ї або ІІ-ї категорії однотрансформаторна підстанція не може забезпечити достатню надійність постачання електричної енергії, тому на підстанціях таких підприємств необхідно вибирати як мінімум два трансформатори, які б могли працювати паралельно. Бажано вибирати трансформатори однакового типу і потужності.

При виході з ладу одного із трансформаторів, його робота на деякий час може компенсуватися роботою з перевантаження іншого трансформатора.

Вибір числа і потужності трансформаторів здійснюється виходячи з розрахункової потужності споживачів, тривалості годин максимуму і темпів росту навантажень.

Цехові ПС з кількістю трансформаторів більше двох застосовують лише при належному обґрунтуванні, а також при установленні окремих трансформаторів для живлення силових та освітлювальних навантажень.

При трьох і менше трансформаторах їх стандартну номінальну потужність вибирають за формулою:

,

де Sном.т. р - повна номінальна розрахункова потужність трансформатора;

Рр3 -- розрахункове активне навантаження на III рівні електропостачання (розрахункове активне навантаження цеху Рц з таблиці 11);

N - кількість трансформаторів ПС;

?т - коефіцієнт завантаження трансформатора цехової ПС.

Для механічного цеху № 1 (таблиця 11) номінальна потужність трансформаторів цехової ПС становить:

(кВА)

Вибираємо трансформатор типу ТМЗ-630/10.

Для механічного цеху № 2 (таблиця 11) номінальна потужність трансформаторів цехової ПС становить:

(кВА)

Вибираємо трансформатор типу ТМЗ-630/10.

Для механічно - складського цеху (таблиця 11) номінальна потужність трансформаторів цехової ПС становить:

(кВА)

Вибираємо трансформатор типу ТМЗ-1000/10.

Для інструментальний цеху (таблиця 11) номінальна потужність трансформаторів цехової ПС становить:

(кВА)

Вибираємо трансформатор типу ТМЗ-1600/10.

Для цеху дрібних серій (таблиця 11) номінальна потужність трансформаторів цехової ПС становить:

(кВА)

Вибираємо трансформатор типу ТМЗ-1000/10.

Для ремонтно - механічного цеху (таблиця 11) номінальна потужність трансформаторів цехової ПС становить:

(кВА)

Вибираємо трансформатор типу ТМЗ-1600/10.

Для компресорної станції (таблиця 11) номінальна потужність трансформаторів цехової ПС становить:

(кВА)

Вибираємо трансформатор типу ТМ-250/10.

Згідно з розрахунком для цехових ТП вибираємо трансформатори типи яких заносимо в таблицю 15.

Таблиця 15. Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів цехових.

№ цеху	Назва цеху	Рр.ц., кВт	N шт	?т, в.о.	Sном.т.р. кВА	Трансформатор
1	Механічний цех № 1	898,6	2	0,8	561,6	ТМЗ-630/10
2	Механічний цех № 2	900,5	2	0,8	562,8	ТМЗ-630/10
3	Механічно - складський цех	1331,5	2	0,8	832,1	ТМЗ-1000/10
4	Інструментальний цех	1186,9	1	0,95	1249,4	ТМЗ-1600/10
5	Цех дрібних серій	1243,5	2	0,8	777,2	ТМЗ-1000/10
6	Ремонтно - механічний цех	1140,5	1	0,95	1267,2	ТМЗ-1600/10
7	Компресорна станція	290,4	2	0,7	207,4	ТМЗ-250/10

Таблиця 16. Технічні характеристики цехових трансформаторів

Тип	Номінальна потужність, кВА	Номінальна напруга, кВ	Втрати, кВт	Напруга КЗ, %	Струм ХХ, %
		ВН	НН	ХХ	КЗ
ТМЗ-250/10	250	10	0,4	0,74	3,7	4,5	2,3
ТМЗ-630/10	630	10	0,4	1,31	7,6	5,5	1,8
ТМЗ-1000/10	1000	10	0,4	1,9	10,8	5,5	1,2
ТМЗ-1600/10	1600	6	0,4	2,65	16,5	6,0	1,0

5. Вибір потужності компенсуючих пристроїв у системі

електропостачання підприємства

Електроприймачі промислових підприємств споживають для своєї роботи активну і реактивну потужності.

Реактивна потужність виробляється, як і активна, синхронними генераторами і передається по системі електропостачання до споживачів.

Кут між векторами струму і напруги визначає ступінь використання потужності джерела струму.

Основними споживачами реактивної потужності індуктивного характеру на промислових підприємствах являються асинхронні двигуни (60-65%) загального його споживання, трансформатори, включаючи зварочні (20-25%), вентильні, перетворюючі, реактори та інші електроприймачі.

Реактивною потужністю додатково навантажуються живлячі і розподільчі мережі підприємства, відповідно збільшується споживання електроенергії. Заходи по зниженню споживання реактивної потужності: природна компенсація без використання спеціальних компенсуючих пристроїв, штучна компенсація, називається частіше просто компенсацією з застосуванням компенсуючих пристроїв.

Натуральна компенсація реактивної потужності не потребують великих матеріальних затрат і повинна проводитися на підприємствах в першу чергу. До природної компенсації відносяться:

впорядкування і автоматизація технологічного процесу, що веде до вирівнювання графіка навантаження і покращання енергетичного режиму обладнання;

створення раціональної схеми електропостачання за рахунок зменшення кількості ступенів трансформації;

-заміна трансформаторів і іншого електрообладнання старих конструкцій на нові, більш сучасні з меншими втратами на перемагнічування;

-заміна малозавантажених трансформаторів і двигунів, трансформаторами і двигунами меншої потужності і їх повне завантаження; використання СД замість АСВ, коли це допустимо по умовам технологічного процесу;

-покращання якості ремонту електродвигунів, зменшення перехідних опорів контактних з'єднань.

5.1 Визначення реактивної потужності компенсуючих пристроїв

споживачів електроенергії підприємства

Потужність компенсуючих пристроїв підприємства визначається так:

,

де Qр.5 - розрахункова реактивна потужність підприємства на V рівні електропостачання (береться з таблиці 1.3 з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження), квар.

Визначаємо потужність компенсуючих пристроїв підприємства:

(квар)

Синхронні двигуни, які звичайно працюють з випереджаючим струмом статора, використовуються як додаткові джерела реактивної потужності (ДРП). Втрати активної потужності в СД, пов'язані з генерацією ними реактивної потужності, значно перевищують аналогічні втрати в КУ, тому спеціально застосовувати СД у СЕП для генерації реактивної потужності недоцільно.

Конденсатори передбачають тривалу роботу при підвищенні діючого значення напруги до 110 % номінальної величини та тривалого підвищення струму до 130% номінального за рахунок підвищення напруги та наявності вищих складових гармонік струму.

Конденсатори, що застосовують в КУ, розрізняються:

за номінальною напругою: 230, 400, 500, 690, 1050, 3150, 6300 та 10 500 В;

за кількістю фаз: конденсатори напругою 3150...10 500 В тільки однофазні, конденсатори напругою 230...690 В - однофазні та трифазні;

Залежно від місця розташування ДРП у СЕП розрізняють індивідуальну, групову та централізовану компенсації (рисунок 2).

При індивідуальній компенсації (ІК) реактивної потужності ДРП приєднуються до загального вимикача з потужними та добре завантаженими реактивною електроенергією споживачами при їх тривалій роботі.

При груповій компенсації (ГК) реактивної потужності ДРП приєднується у вузловій точці СЕП групи споживачів:

до СРІП або ШРА в мережі до 1 кВ (рисунок 2, КУ2);

до шин напругою 6--10 кВ РП при двоступеневій схемі з проміжними РП (рисунок 2, КУ3).

При ГК збільшується час використання ДРП порівняно з ІК.

При централізованій компенсації (ЦК) реактивної потужності ДРП встановлюється в точці приєднання до СЕП джерела живлення її електроенергією:

до шин НН цехової ТП або ШМА (рисунок 2, КУ4);

до шин напругою 6-10 кВ ГПП або ПГВ (рисунок 2, КУ5).

На рисунку 3 наведено схеми приєднання КУ в електричних мережах до 1 кВ.

Рисунок 2. - Місця розташування конденсаторних установок в схемі електропостачання підприємств: 1 -- установки індивідуальної компенсації; 2, 3 - установки групової компенсації НН і ВН відповідно; 4, 5 - установки централізованої компенсації НН і ВН відповідно

Рисунок 3. - Схеми приєднання КУ в електричних мережах до 1 кВ:

а -- із загальним автоматом; б - із запобіжником і контактором; в - із рубильником і запобіжником; г -- з автоматом з втичними контактами

На рисунку 4 наведені схеми приєднання КУ в електричних мережах понад 1 кВ.

Рисунок 4. - Схеми приєднання КУ в електричних мережах понад 1 кВ: а - з роз'єднувачем, вимикачем і конденсаторами з вбудованими розрядними резисторами; б - із запобіжником, вимикачем навантаження і трансформаторами напруги для розряду; в - із висувним вимикачем і трансформаторами напруги

У даній курсовій роботі будемо використовувати наступні приєднання ККУ: в електричних мережах до 1 кВ ККУ приєднуються до розподільного пристрою НН цехової ТП (централізована компенсація у вузловій точці 4 СЕП -- рисунок 2, схема приєднання -- рисунок 3, г); в електричних мережах понад 1 кВ -- до шин ГПП (централізована компенсація в точці 5 СЕП -- рисунок 2, схема приєднання -- рисунок 4, в).

5.2 Визначення потужності конденсаторних установок з номінальною

напругою конденсаторів до 1 кВ

Потужність цих КУ визначається при розрахунках систем внутрішньозаводського та внутрішньоцехового електропостачання. Максимальна реактивна потужність, яку доцільно передавати через трансформатор 6-10/0,4 кВ у мережу напругою до 1 кВ для забезпечення бажаного коефіцієнта його завантаження ?т, становить

,

де N - кількість трансформаторів ТП, шт.;

Sном.т - повна номінальна потужність трансформатора цехової ПС, кВА;

Рр.3 розрахункова активна потужність навантаження на III рівні електропостачання.

Потужність КУ із конденсаторами номінальною напругою до 1 кВ (у курсовій роботі номінальною напругою 0,4 кВ) визначається як

,

де Qр.т - розрахункова реактивна потужність на III рівні електропостачання, яка дорівнює розрахунковій реактивній потужності цеху Qp.ц з таблиці 11, квар.

Для механічного цеху № 1:

(квар)

(квар)

Для механічного цеху № 2:

(квар)

(квар)

Для механічно - складського цеху:

(квар)

(квар)

Для інструментальний цеху:

(квар)

(квар)

Для цеху дрібних серій:

(квар)

(квар)

Для ремонтно - механічного цеху:

(квар)

(квар)

Для компресорної станції:

(квар)

(квар)

Таблиця 17. Визначення потужності комплектних конденсаторних установок номінальною напругою 0,4 кВ

№ цеху	Qт, квар	Qн.к, квар	Тип і номінал	Потужність, квар	Кількість ККУ
1	456,7	642,3	УКРП-0,4-320-20УЗ	320	2
2	452,9	586,7	УКРП-0,4-300-20УЗ	300	2
3	1211,2	176	УКРП-0,4-90-10УЗ	90	2
4	949,6	285,3	УКРП-0,4-300-20УЗ	300	1
5	1006,8	1084,2	УКРП-0,4-540-60УЗ	540	2
6	1004,8	377	УКРП-0,4-400-40УЗ	400	1
7	195,4	121,9	УКРП-0,4-60-10УЗ	60	2

5.3 Визначення потужності конденсаторних установок з номінальною

напругою конденсаторів 6,3 та 10,5 кВ

Потужність цих КУ визначається при розрахунках систем зовнішнього та внутрішньозаводського електропостачання визначається за формулою:

,

де Qн.к - сумарна потужність встановлених низьковольтних ККУ.

Потужність КУ визначаємо:

(квар)

Потужність, яка отрималася показує, що компенсаційні установки на високій стороні потрібно вибирати типу УКЛ-10,5-450УЗ

6. Розробка схеми електропостачання підприємства

Схема електропостачання промислового підприємства показує зв'язок між джерелом живлення та приймачем електроенергії підприємства.

Мережі напругою до 1 кВ служать для розподілу електроенергії усередині цехів промислових підприємств, а також для живлення деяких ЕП, розташованих за межами цеху на території підприємства. Цехові електричні мережі напругою до 1 кВ є складовою частиною СЕС промислового підприємства і здійснюють безпосереднє харчування більшості ЕП. Схема внутрішньоцехових мережі визначається технологічним процесом виробництва, плануванням приміщень цеху, взаємним розташуванням ТП, ЕП і вводів харчування, розрахунковою потужністю, вимогами безперебійності електропостачання, техніко-економічними міркуваннями, умовами навколишнього середовища. Внутрішньоцехові мережі поділяються на живлять і розподільні. Живлять відходять від джерела живлення (ТП) до розподільних шаф (РШ), до розподільних шинопроводу або до окремих великим ЕП '. У деяких випадках живить мережа виконується за схемою БТМ '(блок трансформатор - магістраль). У цьому випадку від трансформатора КТП відходить магістральний шинопровід (магістраль), призначений для передачі електроенергії декільком РШ або декільком ЕП, приєднаним до магістралі в різних точках. Окремі приймачі та РШ в цьому випадку приєднуються до магістралі за допомогою відгалужень. Розподільні внутрішньоцехові мережі - це мережі, до яких безпосередньо підключаються різні ЕП цеху. Розподільні мережі виконуються за допомогою розподільних шинопроводів (ШРА) та розподільчих шаф. За своєю структурою схеми внутрішньоцехових електричних мереж можуть бути радіальними, магістральними та змішаними.

6.1 Загальні відомості про джерела живлення в системах промислового

електропостачання

До основних джерел живлення підприємств належать енергосистема та заводські електростанції. Крім того, на підприємствах застосовують агрегати гарантованого живлення (АГЖ), джерела живлення вторинних допоміжних ланцюгів.

Техніко-економічні показники енергосистем кращі, ніж у заводських електростанцій, які будують, якщо це технічно доцільно та економічно рентабельно, для сумісного виробництва теплової та електричної енергії у таких випадках: наявності відходів виробництва, придатних як паливо; при великому тепло-споживанні; особливих вимогах до електропостачання.

АГЖ використовують за наявністю ЕП особливої групи надійності як третє незалежне ДЖ. При невеликій потужності ЕП особливої групи застосовують АГЖ потужністю від 16 до 250 кВА.

ДЖ вторинних допоміжних ланцюгів живлять апарати захисту, сигналізації й управління комутаційних апаратів (вимикачів та інших апаратів з дистанційним управлінням).

6.2 Основні принципи побудови схем електропостачання промислових

підприємств

Перший принцип -- максимальне наближення ДЖ високої напруги до ЕУ споживачів, що приводить до мінімуму кількості мережних ланок і кількості проміжних трансформацій та комутацій.

Другий принцип -- резервування живлення для різних категорій надійності має бути передбачене в схемі електропостачання (відмова від "холодного" резерву). Для цього всі елементи (лінії, трансформатори) повинні нести постійне навантаження в нормальному режимі, а в після аварійному режимі при вимиканні пошкоджених елементів приймати на себе живлення залишених у роботі споживачів з урахуванням допустимих правилами для цих елементів перевантажень.

Третій принцип -- наскрізне секціонування усіх ланок СЕП (шини ГПП, ПГВ, РП, вторинної напруги цехових ТП) з установленням на секційних апаратах пристроїв АВР.

Четвертий принцип -- вибір режиму роботи елементів СЕП. Основним є роздільна робота елементів (ліній, трансформаторів), що призводить до зниження струмів короткого замикання (КЗ), застосування більш "легкої" та дешевої комутаційної апаратури, спрощеного РЗ.

6.3 Електропостачання промислового підприємства від енергосистеми

без власної електростанції

Залежно від місця в мережі енергосистеми та схеми приєднання до мережі розрізняють ПС:

- вузлові -- приєднані трьома та більше лініями;

- прохідні -- приєднані шляхом заходу та виходу лінії з двостороннім живленням або лінії з подальшим приєднанням інших ПС;

- відгалужувальні -- приєднуються до однієї або до двох ліній у "відпайку";

- тупикові - живляться однією або двома радіальними лініями від ДЖ.

Відповідно до нових норм технологічного проектування ПС змінного струму з вищою напругою 6--750 кВ у схемах розподільних пристроїв 35 кВ і більше на ГПП віддільники та короткозамикачі замість вимикачів не застосовуються, бо їх використання вимагає утворення штучного КЗ для забезпечення умов вимкнення вимикача на початку лінії, що призводить до таких обставин: збільшується зона аварії, бо при пошкодженні на живильному відгалуженні до трансформатора чи на самому трансформаторі короткочасно відключаються всі інші трансформатори, приєднані до даної магістралі, що недопустимо для виробництв з безперервним технологічним процесом; підвищується потужність однофазних КЗ (особливо в разі наявності СД, які створюють підживлення КЗ); значно ускладнюються схеми РЗ та автоматики.

У наш час застосовують блочні схеми з вимикачами в ланцюгах ВН трансформаторів у разі недоцільності (за умовами надійності) або неможливості (за умовами відсутності ЕО необхідного виконання) застосування більш простих схем.

У разі відсутності транзиту потужності застосовують перемички з двома роз'єднувачами, що дозволяє використовувати одну лінії та два трансформатори або дві лінії та один трансформатор в умовах ремонту відповідно лінії та трансформатора (наприклад, як на рисунку 5, а).

Доцільність використання блочних схем без перемичок з боку ВН (наприклад, як на рисунку 4, б) найчастіше визначається їх простотою та надійністю, дефіцитом території навколишньої забудови, бо наявність перемички при напрузі 110 кВ збільшує довжину ПС практично на 10 м.

На промислових підприємствах невеликої (до 5 МВт) та середньої потужності (від 5 до 75 МВт), до яких належать машинобудівні заводи, для ГПП переважним є застосування двообмоткових трансформаторів з напругами 35/6(10) кВ потужністю від 0,63 до 16 МВА та 110/6(10) кВ потужністю від 4 до 40 МВА, причому трансформатори потужністю 25, 32, 40 та 63 МВА випускаються з розщепленою вторинною обмоткою однакової напруги 6 або 10 кВ. Іноді розщеплені обмотки мають різні напруги 6 і 10 кВ, що сприяє економічному вирішенню питань електропостачання, якщо на підприємстві є ЕП на 6 і 10 кВ.

Рис. 5. Варіанти типів приєднань підстанцій до електричної мережі:

а - відгалужувальна; б - тупикова

Згідно вихідних даних напруга живлення становить 35 кВ, а схема приєднання ГПП до мережі енергосистеми тупикова (рис. 5, б)

6.4 Схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 6 та

10 кВ

Внутрішньозаводський розподіл електричної енергії при напрузі 6 або 10 кВ може бути виконаний за радіальною, магістральною або змішаною схемами. Кожна з цих схем відрізняється за ступенем надійності та техніко-економічними показниками залежно від конкретних вимог проектованого об'єкта.

У сучасній практиці проектування та експлуатації промислових підприємств здійснюється ступеневий принцип побудови схем. Під ступенем електропостачання розуміють вузли схеми електропостачання, між якими електроенергія, одержувана від ДЖ, передається визначеній кількості споживачів.

6.4.1 Радіальні схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ

Радіальні схеми -- це такі схеми, в яких електроенергія від ДЖ (ГПП, ПГВ, ЦРП, РП) передається до цехових ТП або до окремих ЕП напругою понад 1 кВ окремою лінією без відгалуження для живлення інших споживачів.

Радіальні схеми слід застосовувати при навантаженнях, розташованих у різних напрямках від ДЖ. Найбільш поширеними є одно- та двоступеневі схеми.

Одноступеневі радіальні схеми краще застосовувати на невеликих підприємствах і на великих підприємствах для живлення потужних зосереджених навантажень (компресорні та насосні станції, підстанції електричних печей та ін.).

Живлення ТП, що взаємно резервуються, слід здійснювати від різних секцій ГПП, ПГВ, ЦРП, РП.

Радіальне живлення цехових двотрансформаторних ПС необхідно здійснювати від різних секцій РП, як правило, окремими лініями для кожного трансформатора. Кожна лінія і трансформатор мають бути розраховані на покриття усіх навантажень 1-ї та основних навантажень 2-ї категорій даної ПС у післяаварійному режимі.

Двоступеневі радіальні схеми застосовують на великих і середніх підприємствах з цехами (групами цехів), які розташовані на великій території. Живлення розташованих поруч одно- та двотрансформаторних ПС без шин ВН та ЕП з напругою понад 1 кВ здійснюється від проміжних РП (РП1 -- РПЗ), що живляться від ГПП радіальними лініями першого ступеня (рисунок 6). При цьому всі комутаційні та захисні апарати розміщуються на РП. На цехових ТП передбачається глухе приєднання трансформаторів до радіальних ліній другого ступеня. Це дуже спрощує конструкцію та зменшує габарити ТП, що має велике значення при застосуванні внутрішньо цехових ТП.

При використанні радіальних схем здійснюється глибоке секціонування всієї СЕП - від основних ДЖ (ГПП) і до шин напругою до І кВ, а іноді навіть цеховими СРШ. За допомогою секційних апаратів може здійснюватися АВР для живлення в післяаварійному режимі роботи СЕП.

Рис. 6. Двоступенева радіальна схема

Питання про спорудження РП розглядають при кількості радіальних ліній, що перевищує вісім. Сумарна потужність секцій РП повинна забезпечувати повне використання пропускної здатності головних вимикачів і ліній, які живлять ці секції.

При використанні радіальних схем здійснюється глибоке секціонування всієї СЕП - від

основних ДЖ (ГПП) і до шин напругою до І кВ, а іноді навіть цеховими СРШ.

Постачання цехів заводу буде здійснюватися за допомогою двоступеневої радіальної схеми, а для високовольтних двигунів - одноступенева схема постачання.

Вибір радіальної схеми дозволить нам підвищити надійність постачання електроенергії на підприємство.

6.4.2 Магістральні схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ

У магістральних схемах цехові ТП приєднують до магістралі, що забезпечує найкоротший шлях передачі електроенергії від ДЖ, завдяки чому зменшуються втрати електроенергії, а також зменшується кількість ланок розподілу та комутації електроенергії. Це є основною і суттєвою перевагою таких схем.

Конструктивно магістральні схеми виконуються кабелями, струмопроводами, повітряними ЛЕП.

Магістральні схеми при кабельній прокладці застосовують:

у разі необхідності (з вимог надійності електропостачання) резервування живлення цехових ТП від іншого ДЖ при аварії основного;

для групи технологічно пов'язаних агрегатів, якщо магістральні схеми мають техніко-економічні переваги порівняно з іншими схемами.

Магістральні схеми можна поділити на одиночні (одинарні) магістралі, з двома та більше паралельними магістралями, з одним чи з двома ДЖ.

Одиночні магістралі без резервування застосовуються для живлення ЕП 3-ї категорії лише в нормальному режимі.

Кількість трансформаторів, що приєднуються до однієї магістралі, може бути орієнтовно прийнята в межах двох при номінальній потужності 2500-1600 кВА, двох-трьох - при номінальній потужності 1000 кВА і чотирьох-п'яти -- при номінальній потужності 630-250 кВА.

Для підвищення надійності електропостачання одиночних магістралей (можливості часткового живлення споживачів 2-ї категорії, які допускають перерву живлення на час пошуку і від'єднання пошкодженої ланки магістралі та приєднання споживачів до резервного ДЖ у після аварійних режимах) застосовують такі схеми:

- одиночні магістралі з загальною резервною магістраллю ВН;

- одиночні магістралі з частковим резервуванням з боку НН;

- одиночні наскрізні ("зустрічні") магістралі з двостороннім живленням;

- кільцеві магістралі.

Одиночні магістралі із загальною резервною магістраллю ВН застосовують для живлення ЕП 3-ї та частково 2-ї категорій, які допускають перерву живлення на час пошуку і від'єднання пошкодженої ланки магістралі та приєднання споживачів до резервної магістралі, у разі необхідності живлення від незалежного ДЖ в після аварійних режимах.

Одиночні магістралі з частковим резервуванням з боку НН застосовують для близько розташованих ПС, що живляться від різних магістралей, які приєднані до різних секцій джерела живлення.

Одиночні наскрізні ("зустрічні") магістралі з двостороннім живленням застосовують, якщо група ПС розташована між двома живильними пунктами.

Кільцеві магістралі допускається застосовувати для живлення ЕП 3-ї та частково 2-ї категорій при відповідному розміщенні груп ПС, які вони живлять. Не рекомендується приєднувати більше 4--6 ПС до одного кільця при потужності одного трансформатора до 630 кВА. У нормальному режимі експлуатації кільцева магістраль розімкнута вимикачем на дві частини, кожна з яких є одиночною магістраллю і приєднується до різних секцій збірних шин ГПП, ПГВ, ЦРП, РП. На промислових підприємствах кільцеві магістралі застосовують порівняно рідко.

6.4.3 Змішані схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ

У практиці проектування та експлуатації дуже рідко зустрічаються схеми внутрішньозаводського електропостачання, які виконані тільки за радіальним чи тільки за магістральним принципом.

Залежно від розташування цехових ТП і ЕП напругою понад 1 кВ та вимог надійності їх електропостачання розподільні мережі напругою 6-10 кВ виконують здебільшого за змішаною схемою, яка складається з радіальних і магістральних схем. Частина цехових ТП та високовольтних ЕП одержує живлення за радіальною схемою, а інша частина -- за магістральною. Таке поєднання дозволяє більш повно використовувати переваги обох схем.

7. Розрахунок струмів трифазного короткого замикання на шинах

низької напруги головної понижуючої підстанції

Коротке замикання - це ненормальний режим роботи електричного кола, при якому струми у вітках різко перевищують найбільший допустимий струм.

У даній курсовій роботі розрахунок РЗ не виконується, тому визначається тільки діюче значення періодичної складової струму трифазного КЗ в початковий момент (початкового над- перехідного струму) в одній розрахунковій точці (з боку НН трансформатора ГПП) з урахуванням підживлення від високовольтних двигунів (АД або СД) і узагальненого навантаження в максимальному режимі.

Коротке замикання буває:

трифазне;

двофазне;

однофазне;

подвійне замикання на землю.

Причинами виникнення короткого замикання є:

механічне пошкодження ізоляції;

падіння опору.

Після виникнення короткого замикання через 0,05с виникає максимальний струм короткого замикання, ударний струм, який визначають по формулі:

, (Л1 ст. 358 ф. 7.1)

де Іпо - встановлене значення струму короткого замикання;

kу - ударний коефіцієнт, який залежить від співвідношення індуктивного та активного опорів точки короткого замикання. Значення його визначається по графіку (Л1 ст. 358 рис. 7) або (Л1 ст. 359 табл. 7.1).

Визначаємо опір енергосистеми згідно з формулою:

(Л1 ст. 362 табл. 7.2)

Для визначення опору повітряної лінії використовуємо застосовуємо формулу:

(Л1 ст. 365 табл. 7.2)

Встановлене значення струму короткого замикання визначається по формулі:

, (Л1 ст. 367 ф. 7.5)

де Uср - середнє значення напруги в точці короткого замикання;

Хрез - результуючий індуктивний опір;

Rрез - результуючий активний опір.

Опір трансформатора визначаємо згідно з формулою:

(Л1 ст. 362 табл. 7.2)

Для даного розрахунку складається схема. Розрахункова схема - спрощена однолінійна схема електроустановки, в якій вказуються всі елементи електроустановки.

На основі розрахункової схеми складається схема заміщення, в якій усі елементи показують у вигляді власних активних і індуктивних опорів. У більшості елементів вказується лише індуктивний опір, якщо активний опір їх дуже малий.

Активний опір визначається лише в КЛ напругою 6 - 10кВ і в трансформаторах потужністю до 1600 кВА.

Розрахунок струмів КЗ можна проводити двома методами:

у відносних одиницях;

в іменованих одиницях.

Результат розрахунку повинен бути однаковим, незалежно від методу. Проведемо розрахунок в іменованих одиницях.

Перед початком розрахунку задаємося базовою напругою UБ.

На базі розрахункової схеми (рис. 7, а) виконуємо схему заміщення (рис. 7, б). Приймаємо базову напругу 10,5 кВ.

Приймаємо для КЛ: х0 = 0,08

r0 = 0,16

Приймаємо для ПЛ: х0 = 0,4

Рис. 7: а) - розрахункова схема; б) - схема заміщення

1. Визначаємо опір енергосистеми:

2. Опір ПЛ:

3. Опір трансформатора на ГПП:

4. Визначаємо опори кабельної лінії до 6 цеху:

5. Опори трансформатора 6 цеху:

6. Опори для кабельної лінії до високовольтного обладнання:



Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1:

Хрез = Х1+Х2+Х3 = 0,033+0,026+1,8=1,86 (Ом)

(кА)

З табл. 7.1 kу=1,8

Визначимо ударний струм у точці К1:

.

Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2:

Хрез = Х1+Х2+Х3+Х4+Х6 = 0,033+0,026+1,8+0,034+9,6=11,5 (Ом)

(кА)

(кА)

При , kу=1,25.

Визначимо ударний струм у точці К2:

.

Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3:

Хрез = Х1+Х2+Х3+Х8 = 0,033+0,026+1,8+0,024 (Ом)

(кА)

При , kу=1,9.

Визначимо ударний струм у точці К3:

.

8. Вибір перерізу провідників і електричних апаратів в електричній

мережі напругою 6 - 10 кВ

8.1 Вибір перерізу провідників в електричній мережі напругою 6-10 кВ

Переріз проводів чи тип кабелів повинен вибиратися в залежності від ряду факторів. Якщо переріз жил кабеля чи провода взяти менше допустимого перерізу, то це призведе до виходу кабеля з ладу, так як втрати напруги збільшуються, а якщо взяти переріз жил кабеля чи провода більше допустимого, то навпаки втрати напруги зменшуються, а втрати кольорових металів збільшуються, що економічно невигідно.

Вибір перерізу провідників (жорсткі та гнучкі шини, кабельні лінії, ізольовані та неізольовані проводи) передбачає:

1)вибір перерізу за нормальним режимом навантаження;

2)перевірку вибраного перерізу на стійкість при аварійному режимі;

3)перевірку вибраного перерізу за максимальним режимом навантаження (форсований режим);

4)перевірку за умовами відсутності втрат енергії за умовами корони;

5)перевірку за умовами механічної стійкості проводів повітряних ЛЕП відповідно до кліматичних умов місцевості, якщо в СЕП промислового підприємства застосовують повітряні ЛЕП, що може мати місце при дуже великій території підприємства.

У курсовій роботі для системи внутрішньозаводського електропостачання машинобудівного заводу рекомендується застосовувати кабелі. Вибір перерізу кабелів напругою 6 або 10 кВ, які з'єднують трансформатори цехових ТП з шинами ГПП, здійснюється за двома першими умовами.

Вибір перерізу провідників за нормальним режимом

Нормальний режим - це такий режим роботи, за якого всі елементи СЕП та електротехнічних установок знаходяться в роботі, а параметри їх режиму не виходять за межі номінальних значень. Нормальний режим роботи кожної електроустановки (генератор, трансформатор, лінія електропередачі тощо) характеризується струмом нормального режиму Iнорм. Граничним характерним випадком нормального режиму є номінальний режим (Іном).

Провідники будь-якого призначення мають задовольняти вимогам тривалого їх нагрівання струмами як нормального, так і максимального режимів роботи. Крім того, вартість провідника і втрат електроенергії в ньому повинні бути мінімальними. У зв'язку з цим переріз провідників напругою понад 1 кВ вибирають за економічно вигідною густиною струму Jек для навантаження нормального режиму.

Економічно вигідний переріз провідників визначають за формулою:

де Інорм - струм нормального режиму, А;

Jек - нормоване значення економічно вигідної густини струму, А/мм2.

Номінальний первинний струм трансформатора визначають, як:

де Sном.т - номінальна потужність трансформатора, кВА;

Uном.т - номінальна первинна напруга трансформатора, кВ.

При магістральній схемі живлення цехових ТП, залежно від їх кількості, по кабелях магістралі протікають різні струми: по першому кабелю головної ділянки протікає сума всіх номінальних струмів трансформаторів, приєднаних до магістралі; по другому - сума номінальних струмів трансформаторів без номінального струму першого трансформатора і т.д.

При виборі перерізу кабелю, що живить високовольтний ЕД, визначається номінальний струм ЕД за формулою:

При виборі перерізу кабелю, що живить високовольтні КУ, визначається номінальний струм КУ за формулою:

де Qном. КУ - номінальна реактивна потужність КУ, квар.

Перевірка перерізу провідників на термічну стійкість

Критерієм термічної стійкості провідників є кінцева температура їх нагрівання при проходженні по них струму КЗ, яка не повинна перевищувати короткотривалої допустимої нормованої температури.

Для спрощення розрахунків термічна здатність може бути оцінена найменшим перерізом провідника (мм2), термостійким до струмів КЗ:

де Ік - струм в точці КЗ;

t - дійсний час вимикання КЗ (t = 0,9);

С - температурний коефіцієнт, який враховує обмеження допустимої температури провідника, Ас1/2 /мм2.

На лініях, що відходять від шин ГПП чи РП, установлюється двоступеневий струмовий захист, який складається з максимального струмового захисту (МСЗ) та струмової відсічки (СВ).

Для двоступеневої радіальної схеми при магістральному живленні ТП від шин ГПП (перший ступінь) дійсний час вимикання КЗ з урахуванням часу дії МСЗ tм.с.з2 = 0,5 с і ступеня часу ?t = 0,3 с можна прийняти:

с.

Розраховуємо номінальні струми для цехових підстанцій, ВВО та компенсуючих установок:

Для цеху №1:

(А)

Для цеху №2:

(А)

Для цеху №3:

(А)

Для цеху №4:

(А)

Для цеху №5:

(А)

Для цеху №6:

(А)

Для цеху №7:

(А)

Для цеху ВВО:

(А)

Для цеху ККУ:

(А)

Згідно розрахованих номінальних струмів проводимо розрахунок економічно вигідного перерізу провідників:

(мм2)

(мм2)

(мм2)

(мм2)

(мм2)

(мм2)

(мм2)

(мм2)

(мм2)

Вибираємо кабелі згідно розрахованого економічного перерізу (Л1 ст.511 табл.П 2.1 ):

Для механічного цеху № 1: ААБ - 10(3*50).

Для механічного цеху № 2: ААБ - 10(3*50).

Для механічно - складського цеху : ААБ - 10(3*95).

Для інструментального цеху: ААБ - 10(3*70).

Для цеху дрібних серій: ААБ - 10(3*95).

Для ремонтно - механічного цеху: ААБ - 10(3*70).

Для компресорної станції: ААБ - 10(3*25).