Расчет электроснабжения группы цехов машиностроительного завода

Расчет электрических нагрузок по электроремонтному цеху. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых подстанций. Расчет линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия. Сравнение вариантов с различным напряжением.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 31.10.2012
Размер файла 1,3 M

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

Файл не выбран
РћР±Р·РѕСЂ

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Южно-Уральский государственный университет

Заочный инженерно-экономический факультет

Кафедра Систем электроснабжения

Пояснительная записка к курсовой работе

на тему: Электроснабжение машиностроительного завода

Челябинск, 2012

Аннотация

В данном курсовом проекте на основе технико-экономического сравнения двух вариантов выбран более экономичный и технически выгодный вариант, обеспечивающий надежное электроснабжение группы цехов машиностроительного завода. В ходе проектирования были определены расчетные нагрузки отдельно для механического цеха и для предприятия в целом. Выбрано оборудование для схем внешнего и внутреннего электроснабжения. Произведен расчет компенсации реактивной мощности. Генплан завода и полная принципиальная схема представлена в графической части.

Задание на курсовой проект

Таблица 1 - Низковольтная нагрузка

Номер цеха на плане

Наименование цеха, отделения, участка

Устан. мощность Рном, кВт

Эффективное число элек-троприёмников, nэ

Коэффициент использования, Ки

Коэффициент мощности

cos

1

Склад 1

130

14

0,25

0,5

2

Склад 2

110

17

0,25

0,5

3

Насосная

1630

109

0,8

0,85

4

Кузнечный цех

2830

105

0,6

0,75

5

Инструментальный цех

4950

133

0,45

0,7

6

Цех цветного литья

1560

83

0,7

0,8

7

Механический цех 1

860

32

0,5

0,7

8

Термический цех

4760

153

0,75

0,8

9

Механический цех 3

1980

40

0,55

0,7

10

Механический цех4

2100

65

0,55

0,7

11

Центральная заводская лаборатория

170

37

0,35

0,65

12

Механический цех 2

2200

87

0,5

0,7

13

Заводоуправление

60

15

0,45

0,8

14

Электроцех 1

405

41

0,45

0,8

15

Механический цех 5

1770

48

0,55

0,7

16

Механический цех 6

1955

58

0,55

0,7

17

Столовая

70

10

0,7

0,8

18

Электроцех 2

325

27

0,6

0,75

19

Пожарное депо

50

8

0,35

0,65

20

Компрессорная

190

15

0,8

0,85

21

Ремонтно-механический цех

-

-

-

-

Таблица 2 - Высоковольтная нагрузка

Номер цеха на плане

Наименование цеха, отделения, участка

Вид высоковольтных электроприёмников

Устан. мощность, кВт

Кол-во электроприёмников

Коэффициент использования, Ки

Коэффициент мощности

cos 

4

Кузнечный

Индукционные печи

2000 кВт

4

0,7

0,8

6

Цех цветного литья

Электрические печи

1250 кВт

6

0,7

0,8

20

Компрессорная

Синхронные двигатели

800 кВт

4

0,8

0,85

Таблица 3 -Ремонтно-механический цех

№ п.п.

Наименование Оборудования

Мощность одного электроприемника, кВт

Кол-во ЭП, n

Заготовительно-сварочное отделение

1

Вальцы чистоправильные

9

2

2

Пресс листогибочный

15,7

1

3

Пресс двухкривошипный

20,0

2

4

Вертикально-сверлильный станок

2,8

2

5

Обдирочно-шлифовальный станок

2,8

3

6

Радиально-сверлильный станок

7,0

2

7

Отрезной станок

13,0

4

8

Отрезная пила

7,0

3

9

Ножницы гильотинные

20,0

2

10

Трансформатор сварочный

42

2

11

То же

21,0

3

12

Преобразователь сварочный

28,0

4

13

Машина электросварочная точечная

25,0

3

14

Машина электросварочная шовная

100

1

15

Машина электросварочная стыковая

30,0

2

16

Вентилятор

4,5

4

17

Кран-балка

5,3

2

Механическое отделение

18

Токарно-револьверный станок

15,7

2

19

Точильный станок двухсторонний

1,7

3

20

Токарно-винтовой станок

12,0

4

21

То же

7,0

3

22

Вертикально-фрезерный станок

4,5

6

23

Горизонтально-фрезерный станок

8,7

3

24

Копировально-фрезерный станок

10,0

3

25

Вертикально-сверлильный станок

4,7

2

26

Поперечно-строгальный станок

4,5

4

27

Универсально-круглошлифовальный станок

5,6

5

28

Долбежный станок

3,8

3

29

Продольно-строгальный станок

20,0

2

Кузнечнопрессовое отделение

30

Электропечь сопротивления шахтная

75,0

3

31

Электропечь сопротивления камерная

30,0

2

32

Электропечь сопротивления

15,0

2

32

То же

19,0

3

34

Молот пневматический ковочный

55,0

3

35

Вентилятор

7,0

3

36

Кран-балка

3,2

2

Технический паспорт проекта

Основные характеристики потребителей и системы электроснабжения машиностроительного завода.

1) Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением ниже 1000 В: 29683кВт.

2) Суммарная установленная мощность электроприемников предприятия напряжением выше 1000 В: 18700 кВт (4х индукционные печи по 2000 кВт; 6х электрические печи по 1250 кВт и 4х СД по 800 кВт).

3) По надежности электроснабжения потребители предприятия относятся к первой, второй и третьей категориям.

К потребителям первой категории относятся:

-насосная;

-пожарное депо;

-компрессорная 1;

-компрессорная 2;

-термический цех.

К потребителям второй категории относятся:

-кузнечный цех;

-инструментальный цех;

-цех цветного литья;

-механический цех 1;

-механический цех 2;

-механический цех 3;

-механический цех 4;

-заводоуправление;

-электроцех 1;

-механический цех 5;

-механический цех 6;

-столовая;

-электроцех 2;

- ремонтно-механический цех;

-кузнечный

-центральная заводская лаборатория.

К потребителям третьей категории относятся:

- склад 1

-склад 2.

4) Полная расчетная мощность на шинах ГПП: 27286кВА.

5) Коэффициенты реактивной мощности:

- заданный энергосистемой tg = 0,31;

- расчетный tg = 0,30.

6) Напряжение внешнего электроснабжения: 110 кВ.

7) Мощность короткого замыкания в точке присоединения к энергосистеме питающих предприятие линий: 3000 МВА.

8) Расстояние от предприятия до питающей подстанции энергосистемы 2,6 км; питающая воздушная линия выполнена проводом марки АС-70/11.

9) На ГПП установлены два трансформатора типа ТДН-25000/110.

10) Напряжение внутреннего электроснабжения предприятия: 10 кВ.

11) Тип принятых ячеек распределительного устройства ГПП: КЭ-1-10-31У3 (Iном = 3150 А)

12) Для питания потребителей напряжением ниже 1000 В устанавливается 10 цеховых трансформаторных подстанций с трансформаторами типа ТМГ мощностью 250кВА,400кВА, 630кВА, 1000 кВА, 1600 кВА.

13) Тип и сечение кабельных линий: АпПвПУ (3Ч25), АпПвПУ(3Ч35), АпПвПУ(3Ч50), АпПвПУ(3Ч70), АпПвПУ(3Ч120), АпПвПУ(3Ч120), АпПвПУ(3Ч150),АпПвПУ(3Ч185),АПВБбШВ(3Ч120),АпПвПУ(4Ч25),АпПвПУ(4Ч35),АпПвПУ(4Ч50), АпПвПУ(4Ч70), АпПвПУ(4Ч95). Соединение силовых трансформаторов ГПП с КРУ-10 кВ осуществляется с помощью токопровода типа ТЗК-10-3150-81УХЛ1.

Введение

Системой электроснабжения (СЭС) называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией электроприемников предприятия и должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям: они должны обладать минимальными затратами при соблюдении всех технических показателей; обеспечивать требуемую надежность электроснабжения и надлежащее качество электрической энергии; быть удобны в эксплуатации и безопасны в обслуживании; иметь достаточную гибкость, позволяющую обеспечивать оптимальные режимы эксплуатации как в нормальном, так и в послеаварийном режимах; позволять осуществление реконструкций без существенного удорожания первоначального варианта.

По мере развития электропотребления к системам электроснабжения предъявляются и другие требования, например, возникает необходимость внедрения систем автоматического управления и диагностики СЭС, систем автоматизированного контроля и учета электроэнергии, осуществления в широких масштабах диспетчеризации процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления.

Чтобы система электроснабжения удовлетворяла всем предъявляемым к ней требованиям, необходимо при проектировании учитывать большое число различных факторов, то есть использовать системный подход к решению задачи. Кроме того, СЭС свойственно наличие глубоких внутренних связей, не позволяющих расчленять системный, комплексный подход, учитывающий взаимовлияние факторов, и учет их динамичности.

Таким образом, создание рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия является сложной задачей, включающей в себя выбор рационального числа трансформаций, выбор рациональных напряжений, правильный выбор места размещения цеховых подстанций и ГПП, совершенствование методики определения электрических нагрузок, рациональный выбор числа и мощности трансформаторов, схем электроснабжения и их параметров, а также сечений проводов и жил кабелей, способов компенсации реактивной мощности, автоматизации, диспетчеризации и др. Принятие оптимальных решений на каждом этапе проектирования ведет к сокращению потерь электроэнергии, повышению надежности и способствует осуществлению общей задачи оптимизации построения систем электроснабжения.

Характеристика производства

В проекте предусматривается проектирование системы электроснабжения группы цехов машиностроительного завода.

В целом по надежности электроснабжения завод можно отнести ко второй категории, так как технологические цеха допускают перерыв электроснабжения на время переключений.

Электроприемники завода питаются на переменном токе промышленной частоты, преимущественно все они трехфазные. Помимо низковольтной нагрузки, имеется высоковольтная нагрузка питающаяся от переменного тока промышленной частоты:

4х индукционные печи (Рном= 2000 кВт);

6х электрические печи (Рном=1250 кВт);

4х СД (Рном=800 кВт);

Важно отметить, что поскольку в числе электроприемников предприятия отсутствуют крупные установки с резко переменным графиком нагрузки, с нелинейными вольт-амперными характеристиками, а также относительно малое число однофазной нагрузки, то можно считать, что все показатели качества электрической энергии соответствуют нормам, устанавливаемым ГОСТ-13109-97.

Состояние окружающей среды на территории предприятия можно считать относительно приемлемым, так как отсутствуют цеха, агрессивные по отношению к окружающей среде. Поэтому выбор оборудования наОРУ ГПП с усиленным классом изоляции не требуется.

Так как почти все кабельные линии предприятия проложены в земле, то необходимо отметить, что в грунте завода имеются колебания и растягивающие усилия, а также блуждающие токи. Кроме того, грунт имеет среднюю коррозионную активность. Все это следует учитывать при выборе типа кабельных линий, чтобы был выдержан срок службы этих линий, установленный производителем.

Итак, машиностроительный завод, систему электроснабжения которого необходимо спроектировать, по своей расчетной нагрузке относится к категории средних предприятий. Состав электроприемников завода и их технические характеристики создают благоприятные условия для проектирования системы электроснабжения, а также этому способствует удобное для проектирования расположение цехов по территории предприятия. Единственным негативным фактором являются свойства грунта, но этот недостаток устраняется правильным выбором типа кабелей. Следовательно, имеются все предпосылки для создания системы электроснабжения, которая удовлетворяла бы всем предъявляемым к ней требованиям.

1. Расчет электрических нагрузок предприятия

1.1 Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху

Сначала проведем расчет для системы второго уровня, к которой относятся распределительные шинопроводы и щиты, с которых непосредственно питаются отдельные электроприемники напряжением до 1000 В. В качестве примера рассмотрим ремонтно-механический цех, состоящий из 5 отделений, в которых установлены распределительные шинопроводы.

Значения коэффициента использования по активной мощности КИА и коэффициента мощности cos для каждой из групп электроприемников определяется по справочнику[1. табл.2-2]. Зная cos, определяем tg.

В РМЦ имеются однофазные электроприемники включенные на линейное напряжение. Определение эквивалентной трехфазной нагрузки однофазных ЭП проведено по методике приведенной в источнике [4], коэффициенты приведения p и q необходимые для расчета взяты там же. Результаты расчета сведены в таблицу 1.1.

Далее для каждой группы однотипных электроприемников находим среднюю нагрузку:

(1.1)

(1.2)

где РНОМ - номинальная активная мощность группы однотипных электроприемников, кВт.

n - число однотипных электроприемников подключенных к ШР.

Приведенное число электроприемников:

nэ = (1.2)

где Рнэi - номинальная мощность приведённого электроприёмника;

nэi - приведённое число электроприёмников, подключенных к i-му узлу системы электроснабжения.

Далее определяем средневзвешенное значение коэффициента использования по шинопроводу:

, (1.3)

где kИАi - коэффициент использования i-го электроприемника.

Средневзвешенное значение tg определяем аналогично:

,(1.4)

где tgi - коэффициент реактивной мощности i-го электроприемника.

Согласно [1] расчетные мощности для системы второго уровня определяются по формулам:

, (1.5)

, (1.6)

где КРА - коэффициент расчетной нагрузки по активной мощности, приводится в [1] в зависимости от эффективного числа электроприемников и средневзвешенного коэффициента использования по активной мощности КРА=f(nЭИА);

КРР - коэффициент расчетной нагрузки по реактивной мощности, можно считать:

(1.7)

Полная расчетная нагрузка:

,(1.8)

Расчетный ток:

, (1.9)

где UНОМ - номинальное напряжение, кВ.

После определения нагрузок по отделениям можно перейти к расчету нагрузок в целом по цеху, то есть необходимо определить электрические нагрузки на сборных шинах напряжением 0,4 кВ цеховых трансформаторных подстанций, а это уже система третьего уровня.

Расчетные активная и реактивная мощности определяются по формулам (1.5) и (1.6), где КРА - коэффициент расчетной нагрузки по активной мощности, зависит от тех же величин, что и на втором уровне, но определяется в [1]по другой таблице.

Коэффициенты расчетной нагрузки по активной и реактивной мощности принимаются одинаковыми, так как на третьем уровне графики активной нагрузки становятся более ровными во времени, чем в узлах системы второго уровня.

При расчете нагрузок по цеху в целом также необходимо определить эффективное число электроприемников, средневзвешенные коэффициенты использования и реактивной мощности по формулам (1.2), (1.3) и (1.4) соответственно.

1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию

В исходных данных заданы суммарные установленные мощности электроприемников по цехам и эффективное число использования электроприемников для низковольтной нагрузки, а также количество и мощность синхронных и асинхронных двигателей (высоковольтная нагрузка). Низковольтные и высоковольтные электроприемники рассчитываются отдельно.

Для каждого цеха вычисляются средняя активная и реактивная нагрузки, которые определяются по формулам (1.1) и (1.2) соответственно. Средневзвешенные коэффициенты использования КИА и реактивной мощности tg определяется по справочнику[1]. Далее с использованием значений nэ и kиа по таблицам из находится расчетный коэффициент по активной мощности kра, и определяются расчетные активная и реактивная нагрузки, определяются по формулам (1.5) и (1.6) соответственно.

Чтобы получить полную расчетную мощность цеха, необходимо учесть осветительную нагрузку. Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:

, (1.10)

где КСОСВ - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;

РУОСВ - удельная осветительная нагрузка на 1 м2 производственной поверхности пола цеха, Вт;

FЦ - поверхность пола цеха, м2, определяется по генплану.

Расчетная реактивная мощность осветительной нагрузки

, (1.11)

Значения КСОСВ,РУДОСВ,определяется по справочнику[1].

Полная расчетная мощность цеха определяется по формуле (1.8) с учетом осветительной нагрузки.

Результаты расчета сведены в таблицу 1.3.

Далее заполняется итоговая строка по нагрузке 0,4 кВ, в которой суммируются номинальные активные мощности цехов, средние активные и реактивные нагрузки, расчетные активные и реактивные мощности от силовой и осветительной нагрузки цехов, а также учитывается расчетная нагрузка от освещения территории завода. Далее находится полная расчетная мощность предприятия от низковольтной нагрузки. Кроме того, необходимо определить средневзвешенные коэффициенты использования и реактивной мощности по формулам (1.3) и (1.4) соответственно.

При определении расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников мы учитываем, что коэффициент расчетной нагрузки КРА=1, тогда расчетные активная и реактивная мощности будут равны соответственно средним активной и реактивной мощностям, для нахождения которых имеются все исходные данные.

Далее заполняется итоговая строка по нагрузке 10 кВ аналогично итоговой строке по нагрузке 0,4 кВ.

Таблицу завершает строка «Итого по предприятию», в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным электроприемникам: номинальная активная мощность, средние и расчетные активные и реактивные нагрузки, а также средние для всего предприятия значения коэффициентов КИА, cos, tg. Расчетные активная и реактивная мощности всего предприятия будут определены позднее, после выбора цеховых ТП и расчета потерь в трансформаторах этих ТП.

Все расчеты представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Расчет электрических нагрузок по предприятию

Наименование цехов и узлов СЭС

р ном

nэф

Рном, кВт

kиа

Cosц

tgц

Рс, кВт

Qс, квар

Kра

Рр, кВт

Qр, квар

Fц, м2

Руд.осв., кВт/м2

Cosцосв

tgцосв

Kсосв

Рросв, кВт

Qросв, квар

Рр+ Рросв, кВт

Qр+ Qросв, квар

Sр, кВА

Машиностроительный завод

Нагрузка 0,4 кВ

 

1. Склад 1

 

14

130

0,25

0,5

1,72

32,5

55,9

1

32,5

55,9

531,25

0,015

0,7

1

0,9

7,17

7,17

39,6719

63,0719

74,51

2. Склад 2

 

17

110

0,25

0,5

1,72

27,5

47,3

1

27,5

47,3

831,25

0,015

0,7

1

0,9

11,2

11,2

38,7219

58,5219

70,17

3. Насосная

 

109

1630

0,8

0,85

0,61

1304

795,4

0,8

1043

636,4

250

0,015

0,7

1

0,9

3,38

3,38

1046,5

639,7

1227

4. Кузнечный цех

 

105

2830

0,6

0,75

0,88

1698

1494

0,8

1358

1195

9418,8

0,015

0,7

1

0,9

127

127

1485,5

1322,5

1989

5. Инструментальный цех

 

133

4950

0,45

0,7

1,04

2228

2317

0,75

1671

1737

1200

0,015

0,7

1

0,9

16,2

16,2

1686,8

1753,6

2433

6. Цех цветного литья

 

83

1560

0,7

0,8

0,75

1092

819

0,8

873,6

655,2

2337,5

0,015

0,7

1

0,9

31,6

31,6

905,1

686,7

1136

7. Механический цех 1

 

32

860

0,5

0,7

1,01

430

434,3

0,8

344

347,4

1875

0,015

0,7

1

0,9

25,3

25,3

369,3

372,7

524,7

8. Термический цех

 

153

4760

0,75

0,8

0,75

3570

2678

0,8

2856

2142

1812,5

0,015

0,7

1

0,9

24,5

24,5

2880,4

2166,4

3604

9. Механический цех 3

 

40

1980

0,55

0,7

1,04

1089

1133

0,85

925,7

962,7

9879

0,015

0,7

1

0,9

133

133

1059,0

1096,0

1524

10. Механический цех4

 

65

2100

0,55

0,7

1,04

1155

1201

0,75

866,3

900,9

7125

0,015

0,7

1

0,9

96,2

96,2

962,4

997,0

1386

11. Центральная заводская лаборатория

 

37

170

0,35

0,65

1,16

59,5

69,02

0,75

44,63

51,7

750

0,015

0,7

1

0,9

10,1

10,1

54,7

61,8

82,63

12. Механический цех 2

 

87

2200

0,5

0,7

1,01

1100

1111

0,75

825

833,3

1442,5

0,015

0,7

1

0,9

19,5

19,5

844,4

852,7

1200

13. Заводоуправление

 

15

60

0,45

0,8

0,75

27

20,25

1

27

20,25

1275

0,015

0,7

1

0,9

17,2

17,2

44,2125

37,4625

57,95

14. Электроцех 1

 

41

405

0,45

0,8

0,75

182,3

136,7

0,75

136,7

102,5

5606

0,015

0,7

1

0,9

75,7

75,7

212,3

178,1

277,2

15. Механический цех 5

 

48

1770

0,55

0,7

1,01

182,3

184,1

0,8

145,8

147,3

6825

0,015

0,7

1

0,9

92,1

92,1

237,9

239,3

337,5

16. Механический цех 6

 

58

1955

0,55

0,7

1,01

973,5

983,2

0,8

778,8

786,6

7812,5

0,015

0,7

1

0,9

105

105

884,2

892,0

1256

17. Столовая

 

10

70

0,7

0,8

0,75

49

36,75

1

49

36,75

1100

0,015

0,7

1

0,9

14,9

14,9

63,85

51,6

82,09

18. Электроцех 2

 

27

325

0,6

0,75

0,88

195

171,6

0,85

165,8

145,9

2250

0,015

0,7

1

0,9

30,4

30,4

196,1

176,2

263,7

19. Пожарное депо

 

8

50

0,35

0,65

1,16

17,5

20,3

1

17,5

20,3

405

0,015

0,7

1

0,9

5,47

5,47

22,9675

25,7675

34,52

20. Компрессорная

 

15

190

0,8

0,85

0,61

152

92,72

0,9

136,8

83,4

1250

0,015

0,7

1

0,9

16,9

16,9

153,6

100,3

183,5

21.Ремонтно-механический цеха

 

101

1578

0.34

0,66

1,13

1578

1783

0,75

1184

1337

2031

0,015

0,7

1

0,9

27,4

27,4

1210,9

1364,7

1825

Освещение территории

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

151553

0,015

0,7

1

0,6

1364

1364

1363,9

1363,9

1929

Итого по нагрузке 0,4 кВ

 

 

29683

0,58

0,74

0,9

17142

15583

 

13508

12246

 

 

0,7

1

 

2255

2255

15763,3

14501

21419

Нагрузка 10 кВ

 

1.Кузнечный цех (индукционные печи)

2000

4

8000

0,7

0,8

0,75

5600

4200

1

5600

4200

 

 

 

 

 

 

 

5600

4200

7000

2.Цех цветного литья (индукционные печи)

1250

6

7500

0,7

0,8

0,75

5250

3938

1

5250

3938

 

 

 

 

 

 

 

5250

3937,5

6563

3. Компрессорная (СД)

800

4

3200

0,8

0,85

-0,61

2560

-1562

1

2560

-1562

 

 

 

 

 

 

 

2560

-1561,6

2999

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

Итого по нагрузке 10 кВ

 

14

18700

0,72

0,9

0,49

13410

6576

13410

6576

13410

6575,9

14936

Итого по предприятию

 

48383

0,63

0,8

0,72

30552

22159

26899

18799

0,7

1

2255

2255

Размещено на http://www.allbest.ru/

1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам.

Каждый круг делится на секторы, площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000 В, электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:

, (1.12)

(1.13)

где Ррi, Рр.нi, Рр.вi, Рр.оi- расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников напряжением до 1 кВ, электроприемников напряжением выше 1 кВ и электрического освещения, кВт;

m - масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт/мм2.

Масштаб определим из условия, что радиус окружности, соответствующей минимальной расчетной нагрузке, был 5 мм. Тогда, согласно формуле (1.12)

=0,23кВт/мм2.

Далее определяем радиусы окружностей и углы секторов для каждого цеха по формулам (1.12) и (1.13), результаты расчета сведены в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 - Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

№ п/п

Наименование цеха, подразделе-ния

Ррi, кВт

Ррн/вi, кВт

Рросвi, кВт

Ррв/вi, кВт

хi, м

уi, м

Ri, мм

\Вi, град

\Вi, град

\Вi град

1

Склад 1

5639,7

32,5

7,17

5600

27,5

547

159

2,075

0,45

357

2

Склад 2

5293,7

32,5

11,2

5250

82,5

545

154

2,21

0,76

357

3

Насосная

2595,9

32,5

3,38

2560

162,5

550

108

4,5

0,46

355

4

Кузнечный цех

1485

1358

127

90

462

81,6

329,2

30,7

5

Инструментальный цех

1687,2

1671

16,2

250

457

87

356,5

3,45

6

Цех цветного литья

905,2

873,6

31,6

17,5

442

63,7

347,4

12,5

7

Механический цех 1

369,3

344

25,3

85

395

40,7

335,3

24,6

8

Термический цех

2880,5

2856

24,5

250

400

114

356,9

3,06

9

Механический цех 3

1058,7

925,7

133

95

312

68,9

314,8

45,2

10

Механический цех4

962,5

866,3

96,2

225

312

65,7

324

35,9

11

Центральная заводская лаборатория

54,73

44,63

10,1

297

337

15,7

293,6

66,4

12

Механический цех 2

844,5

825

19,5

22,5

300

61,5

351,7

8,31

13

Заводоуправ-ление

44,2

27

17,2

302

252

14,1

219,9

140

14

Электроцех 1

212,4

136,7

75,7

35

205

30,9

231,7

128

15

Механический цех 5

237,9

145,8

92,1

135

197

32,7

220,6

139

16

Механический цех 6

883,8

778,8

105

225

187

63

317,2

42,7

17

Столовая

63,9

49

14,9

302

177

16,9

276,1

83,9

Главную понизительную подстанцию следует располагать в центре электрических нагрузок или как можно ближе к центру.

Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по выражениям:

, (1.14)

гдехi. yi- координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

Результаты расчета представлены в таблице 1.4, координаты центра электрических нагрузок

хЦ=119,6 м;yЦ=363,8м.

При выборе местоположения главной понизительной подстанции, помимо расположения центра электрических нагрузок были учтены следующие факторы:

-площадь, необходимая для размещения главной понизительной подстанции;

-роза ветров;

-рельеф местности;

-наличие коридоров для прокладки воздушных и кабельных линии

Координаты главной понизительной подстанции:

хЦ=125 м;yЦ=100 м.

Итак, были проведены расчеты электрических нагрузок по электроремонтному цеху, по предприятию в целом, а также расчет картограммы электрических нагрузок предприятия. Определили полную мощность, потребляемую группы цехов машиностроительного завода. По результатам расчетов определились с местом расположения главной понизительной подстанции на генплане предприятия.

2. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

Мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов.

Существует связь между экономически целесообразной мощностьюотдельного трансформатораSЭТцеховой ТП и плотностью электрическойнагрузки цеха, эта связь приведена в [2, табл. 4.3].

Плотность электрической нагрузки цехаопределяется по формуле:

, (2.1)

гдеSР- расчетнаяэлектрическая нагрузка цеха,кВА;

FЦ- площадьцеха, м2.

Не всегда получается выбор мощности трансформаторов цеховых ТП по данному условию. Мощность трансформаторов цеховой ТП корректируется взависимости от величины расчетной нагрузки цеха, ее категории, числа типов размеров трансформаторов на предприятии и ряда других факторов.

Количество трансформаторов одной подстанции зависит от категории электроприемников по надежности электроснабжения. В данном курсовом проекте будем считать, что для питания потребителей первой и второй категорий применяются двухтрансформаторные подстанции с допустимым коэффициентом загрузки трансформаторов в нормальном режиме КЗД=0,7 при преобладании нагрузки второй категории КЗД=0,8, а для питания потребителей третьей категории -однотрансформаторные подстанции с КЗД=0,93.

Количество трансформаторов всех подстанций цеха в общем случае определяется по формуле:

, (2.2)

где РР- расчетная активная нагрузка цеха от низковольтных потребителей,кВт;

КЗД- допустимыйкоэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;

SНТ-выбраннаяноминальная мощность трансформаторов цеховых ТП,кВА.

Принимается ближайшее большее целое число N-трансформаторов.

Из приведенного примера видно, что в каждом отдельном случае выбор трансформаторов цеховых ТП следует проводить, учитывая конкретные условия. Выбор ТП сведен в таблицу 2.1.

При выборе трансформаторов цеховых ТП должна определяться наибольшая реактивная мощностьQ, которую трансформаторы могут пропустить из сети 10 кВ в сетьнапряжением 0,4 кВ. Для цеха (группы цехов), в котором установлено М подстанций с числом трансформаторов n, причем мощности всех трансформаторов одинаковы.

, (2.3)

где n - число трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции;

КЗД - допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;

SНТ - номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП, кВА;

РР - расчетная активная нагрузка цеха (группы цехов), кВт.

Величина Q является расчетной, поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов Q1 не равна ей:

, (2.4)

здесь QР - расчетная реактивная нагрузка цеха (группы цехов), квар.

*- В случае выхода из строя одного из трансформаторов часть нагрузки будет отключена, чтобы Kзтп/а1,4.

При Q<QР трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку, и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью батарей конденсаторов, которые устанавливаются на стороне низшего напряжения данной трансформаторной подстанции. Мощность этих конденсаторов будет равна

. (2.5)

Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах определяются следующим образом:

, . (2.6)

Для определения расчетной нагрузки предприятия необходимо знать потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых ТП. Указанные потери найдем следующим образом:

, (2.8)

, (2.9)

гдеN- числотрансформаторов, установленных в цехе (группе цехов);

РХХ, РКЗ, IХХ, UКЗ- паспортныеданные трансформаторов из [3].

В проекте предусмотрено питание некоторых цехов от соседней трансформаторной подстанции, при этом в этих цехах установлены низковольтные распределительные пункты. При этом считается, что установка низковольтных распределительных пунктов в цехе экономически выгодна, если выполняется соотношение:

, (2.10)

где SР- полнаярасчетная нагрузка цеха, кВА;

l-расстояниеот низковольтного распределительного пункта цеха до соседней ТП, м.

Проверка выполнения этого соотношения при установке низковольтных распределительных пунктов (РПН) представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Обоснование установки РПН

Номер цеховой ТТТТП ТП

Номер РПН

SP, кВт

l, км

1

1

64,8

0,132

85530

2

2

61,9

0,168

10399

11

4

82,63

0,084

6889

13

5

52,9

0,11

5840

14

3

277,2

0,048

13296

17

6

75,9

0,076

5829

19

7

33,1

0,124

4130

20

8

182,8

0,075

13710

Выбранные трансформаторные подстанции и электропечные трансформаторы показаны на генеральном плане предприятия (рисунок 2.1).

Итак, былпроведен выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия исходя из величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены. В результате расчетов на территории предприятия располагается 9 трансформаторных подстанций 4 типоразмеров 2500 кВА, 1600 кВА, 1000 кВА,400 кВА,250кВА с трансформаторами типа ТМГ. Расположение ТП и высоковольтной нагрузки отображено на рисунке 2.1 - Генплан предприятия.

Рисунок 2.1 - Генплан предприятия

3. Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия

3.1 Выбор трансформаторов главной понизительной подстанции

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжений на них, расстоянием от ГПП до этих источников, возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.

Величину рационального напряжения питания ГПП можно оценить по приближенной формуле Стилла:

, (3.1)

гдеl - длина питающей ГПП линии, км;

РР.П.-расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП, кВт;

n - число линий, питающих ГПП.

Сборные шины 6-10 кВ ГПП относятся к системе пятого уровня, тогда по методу упорядоченных диаграмм расчетная активная нагрузка предприятия

,(3.2)

Где КОМ - коэффициент одновременности максимумов;

- суммарная расчетная активная мощность узлов системы электроснабжения 3-го уровня, непосредственно питающихся от сборных шин низшего напряжения ГПП, кВт;

- суммарная расчетная активная мощность высоковольтных электроприемников, питающихся от сборных шин низшего напряжения ГПП, кВт;

- суммарная расчетная активная мощность распределительных устройств напряжением 6-10 кВ, которые питаются от данного узла 5-го уровня, кВт;

- суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП, кВт;

- суммарная расчетная активная мощность осветительной нагрузки, включая освещение территории.

Коэффициент одновременности максимумов Ком является функцией числа присоединений к сборным шинам ГПП n и средневзвешенного коэффициента использования по предприятию КИА и приводится из [1].

Число присоединений n=m+М=32+14=47; КИА=0,63 (см. таблицу 1.3), тогда КОМ=0,85.

Остальные величины, входящие в формулу (3.2), берем из таблиц 1.2 и 2.1.

кВт.

Тогда по формуле (3.1):

кВ.

Для сравнения принимаем два варианта внешнего электроснабжения предприятия с напряжениями 35 и 110 кВ.

Для выбора силовых трансформаторов ГПП необходимо знать полную расчетную нагрузку предприятия:

, (3.3)

где QЭСI - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы, квар;

QЭСI найдем по выражению:

, (3.4)

для сети напряжением 35 кВtg=0,27; для сети напряжением 110 кВtg=0,31 (см. таблицу 4.5 [2]), тогда, используя (3.4):

для сети напряжением 35 кВ:квар;

для сети напряжением 110 кВ:квар;

Итак, расчетная мощность завода по формуле (3.3):

для сети напряжением 35 кВ: =кВА;

для сети напряжением 110 кВ: кВА;

Принимаем решение об установке на ГПП двух трансформаторов мощностью SНТ=40000 кВА, тогда коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

, (3.6)

где N=2 - число трансформаторов ГПП;

Тогда согласно (3.6):

для сети напряжением 35 кВ:

для сети напряжением 110 кВ:.

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

, (3.7)

Тогда, используя (3.7):

для сети напряжением 35 кВ:=21,046

для сети напряжением 110 кВ:=21,057

для данных трансформаторов коэффициент загрузки в послеаварийном режиме не превышает допустимых значений.

Выбранные согласно [3] тип трансформаторов на напряжения 35 и 110 кВ представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Каталожные данные трансформаторов ГПП

Тип трансформатора

UНОМ ВН, кВ

UНОМ НН, кВ

SНТ, МВА

РХХ,кВт

РКЗ,кВт

UКЗ, %

IХХ,%

ТРДН-25000/35

35

10,5

25

29

120

10,5

0,75

ТРДН-25000/110

110

10,5

25

25

120

10,5

0,65

Итак, в разделе 3 было определено по формуле Стилла рациональное напряжение, оно равно 87,5кВ. В результате проведенных расчетов приняли решение об установке на ГПП двух трансформаторов мощностью 25 МВА, типа ТРДН. В результате коэффициент загрузки трансформаторов удовлетворяет требованиям ПУЭ.

4. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

Для технико-экономического сравнения двух вариантов необходимо выполнить предварительные расчеты, которые проведем отдельно для каждого варианта.

Вариант с напряжением внешнего электроснабжения 35 кВ

Потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП

Потери мощности в трансформаторах:

, (4.1)

где N=2 - число трансформаторов;

КЗН - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.

кВт.

, (4.2)

квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

, (4.3)

где ТГ=8640 ч - годовое число часов работы в году;

- годовое число часов максимальных потерь:

ч/год,(4.4)

здесь ТМ - годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки: ТМ=6400 ч/год (см. табл. 2-3 [1]).

Тогда (4.3):

(4.5)

Расчет линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия

Нагрузка в начале линии:

(4.6)

кВА.

Расчетный ток одной цепи линии напряжением 35 кВ:

(4.7)

А.

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии)

А. (4.8)

Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока. Согласно [4]jЭ=1,1А/мм2, тогда

мм2. (4.9)

Выбираем провод ближайшего меньшего сечения марки АС-240/32, длительно допустимый ток согласно [4]Iдоп=605 А, удельные сопротивления r0=0,12 Ом/км, х0=0,42Ом/км (табл. 7-38 [5]).

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:

IДОП=605 А >IП=433,4 А.

Потери активной энергии в проводах линии за год:

(4.10)

Расчет токов короткого замыкания

Необходимо рассчитать токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.

Исходная схема питания предприятия и схема замещения для расчета токов короткого замыкания приведены на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 - Схемы расчета токов короткого замыкания

Определим параметры схемы замещения. Примем базисную мощность SБ=1000 МВА, базисное напряжение UБ=2,6кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах:

(4.11)

где SКЗС - мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы, МВА. Тогда (4.2):

.

Сопротивление воздушной линии 35 кВ:

; (4.12)

.

Определим ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая составляющая IПt принимается неизменной в течение всего процесса замыкания):

; (4.13)

кА.

Ударный ток короткого замыкания:

, (4.14)

где КУ =1,72- ударный коэффициент [1,табл. 2-45]. Тогда (4.3):

кА.

Найдем ток короткого замыкания в точке К2.

Суммарное сопротивление

.

.

. (4.15)

кА.

Ударный ток короткого замыкания:

, (4.16)

здесь, КУ=1,8[1,табл. 2-45].

кА.

Мощность короткого замыкания:

. (4.17)

МВА.

Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП

Выключатели выбирают:

1) по номинальному напряжению

; (4.18)

2) по номинальному току

; (4.19)

где IРАБ.УТЯЖ. - рабочий ток выключателя в наиболее тяжелом режиме,

А.

3) по номинальному току отключения

, (4.20)

где IНОМ.ОТКЛ. - номинальный ток отключения выключателя, кА,

- действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , кА.

Согласно этим требованиям намечаем к установке выключатель типаВВЭ-35-20/1600 У3.Собственное время отключения выключателя tСВ=0,05 с, полное время отключения выключателя tОВ=0,08 с.

При выборе выключателя необходимо также осуществить следующие проверки:

4) проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания

, (4.21)

где - амплитудное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , определяется по формуле

, (4.22)

где ТА - постоянная времени затухания апериодической составляющей, согласно[1] ТА=0,05с;

- время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов, с:

, (4.23)

где tРЗ,MIN - минимально возможное время срабатывания релейной защиты, tРЗ,MIN=0,01 с;

tС.В. - собственное время отключения выключателя, с.

с.

Значение апериодической составляющей по формуле (4.22):

кА.

В каталоге на выключатель [6] задается допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения НОМ

%. (4.24)

Из формулы (4.24) можно найти номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , используемое в выражении (4.21)

кА.(4.25)

5) Выполняется проверка на электродинамическую стойкость:

, (4.26)

, (4.27)

6) Проверка на термическую стойкость

, (4.28)

где IТЕР - ток термической стойкости выключателя, определяется по каталогу, кА;

tТЕР - длительность протекания тока термической стойкости, определяется по каталогу, с;

ВК - тепловой импульс тока короткого замыкания, пропорциональный количеству тепловой энергии, выделенной за время короткого замыкания.

, (4.29)

где tОТК - время от начала короткого замыкания до его отключения, с:

, (4.30)

здесь tРЗ - время действия релейной защиты, tРЗ=0,01 с;

tОВ - полное время отключения выключателя, с.

с.

Тепловой импульс по формуле (4.29)

.

Выключатели в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП принимаются одного типа.

Результаты выбора и проверки выключателей сведены в таблицу 4.1 и 4.2. Разъединители выбираются по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению

; (4.31)

2) по номинальному току

; (4.32)

3) осуществляется проверка на электродинамическую стойкость

; (4.33)

4) проверка на термическую стойкость

, (4.34)

Разъединители в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП принимаются одного типа.

Выбираем разъединители по каталогу [3], каталожные данные представлены в таблице 4.1 и 4.2.

Таблица 4.1 - Выбор выключателей и разъединителей в начале отходящих линий

Условия выбора

Расчетные параметры сети

Каталожные данные аппарата

Выключатель ВВЭ-35-20/1600 У3

Разъединитель РДЗ-2(1)-35-1000 У1

uУСТ=35 кВ

uНОМ=35 кВ

uНОМ=35 кВ

IУТЯЖ=578 А

IНОМ=1600 А

IНОМ=1000 А

IП,=9,36 кА

IНОМ.ОТКЛ.=20 кА

-

iА,= кА

iА,НОМ=9,9 кА

-

IП,0=9,36 кА iУД=22,7 кА

IДИН=20 кА

iДИН=52 кА

iДИН=63 кА

ВК=12,2

Тип привода

ШПЭ-12

ПР3.2-УХЛ1

Таблица 4.2 - Выбор выключателей и разъединителей на вводе ГПП

Условия выбора

Расчетные

параметры сети

Каталожные данные аппарата

Выключатель

ВВЭ-35-20/1600 У3

Разъединитель

РДЗ-2(1)-35-1000 У1

uУСТ=35 кВ

uНОМ=35 кВ

uНОМ=35 кВ

IУТЯЖ=538 А

IНОМ=1600 А

IНОМ=1000 А

IП,=7,33 кА

IНОМ.ОТКЛ.=20 кА

-

iА,= кА

iА,НОМ=9,9 кА

-

IП,0=7,33 кА

iУД=18,66 кА

IДИН=20 кА

iДИН=52 кА

iДИН=63 кА

ВК=7,5

Тип привода

ПЭМ-1

ШПЭ-12

Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные трансформаторов тока[5] представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Выбор трансформаторов тока на вводе в ГПП

Условия выбора

Расчетные параметры сети

Каталожные данные ТФЗМ-35-100-У1-0,5/10Р

uУСТ=35 кВ

uНОМ=35 кВ

IУТЯЖ=538 А

IНОМ=1000 А

iУД=18,66кА

iДИН=63 кА

ВК=7,5

Таблица 4.4 - Выбор трансформаторов напряжения на вводе в ГПП

Условия выбора

Расчетные параметры сети

Каталожные данные ЗНОМ-35-72У1-0,5/10Р

uУСТ=35 кВ

uНОМ=35 кВ

Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений выбираем по каталогу [3] ОПН-У-35/38,5. Технико-экономические показатели схемы внешнего электроснабжения. Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

, (4.35)

где Еi - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента Ен=0,12, отчислений на амортизацию ЕАi, и расходов на обслуживание E0i:

. (4.36)

Коэффициент Еi может быть определен по [1, табл. 2.23].

СЭ - стоимость годовых потерь электроэнергии.

У - народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжения, определяется для вариантов, неравноценных по надежности.

Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

, (4.37)

где АТ - потери электроэнергии в трансформаторах ГПП, ;

С0` - удельная стоимость потерь электроэнергии, руб/:

, (4.38)

где =5046руб/ - основная ставка тарифа;

=0,4575руб/ - стоимость 1 электроэнергии;

КМЭМ - отношение потерь активной мощности предприятия РЭ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям РМ активной мощности предприятия; для машиностроительного завода можно принять КМ=0,93; - поправочный коэффициент, для 35 кВ=1,06.

руб/.

Результаты расчета экономических показателей схемы внешнего электроснабжения напряжением 35 кВ сведены в таблицу 4.4

Таблица 4.4 - Экономические показатели схемы внешнего электроснабжения

Наименование

оборудования

Единицы

измерения

Количество

Стоимость

единицы, тыс. руб.

Кап.вложения,

тыс. руб.

Отчисления, о.е.

Затраты, тыс. руб.

Потери э/э

МВт*ч

Стоимость потерь э/э, тыс. руб.

Ен

Етр

Еа

Итого

Трансформатор силовой

Шт

2

12000

24000

0,12

0,01

0,063

0,193

4632

832

1181,4

ТРДН-25000/35

ВЛ 35 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах

км

2,6

4706

12235,6

0,12

0,004

0,028

0,152

2361

443

629

Выключатель

Шт

4

1750

7000

0,12

0,01

0,063

0,193

1351

-

-

ВВЭ-35-20/1600

Разъединитель

Шт

4

63,8

255,2

0,12

0,01

,063

,193

9,25

-

-

РДЗ-2-35-1000-У1,

Разъединитель

Шт

8

58

464

,12

0,01

,063

,193

89,55

-

-

РДЗ-1-35-1000-У1

Трансформатор тока

Шт

6

12,76

76,56

0,12

0,01

,063

,193

14,78

-

-

ТФЗМ - 35 - У1 - 0,5/10Р

ОПН

Шт

6

92,8

1299,2

,12

0,01

,063

0,193

50,75

-

-

ОПН-Ф - 35 УХЛ1

Трансформатор напряжения

Шт

6

200

1200

,12

0,01

,063

,193

31,6

-

-

ЗНОМ-35-72У1

-0,5/10Р

Годовые приведенные затраты

З=8977+1810,4=10787,4тыс.руб/год.

Вариант с напряжением внешнего электроснабжения 110 кВ

Схема внешнего электроснабжения представлена на рисунке 4.3.

Рисунок 4.3 - Схема внешнего электроснабжения предприятия на напряжение 110 кВ

Потери электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП

Потери мощности в трансформаторах (4.1;4.2):

кВт.

квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах (4.3):

.

Расчет линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия

Нагрузка в начале линии (4.5):

кВА.

Расчетный ток одной цепи линии напряжением 110 кВ (4.6):

А.

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии) (4.7):

А.

Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока (4.8):

мм2.

Выбираем провод марки АС-70/11,длительно допустимый ток согласно [4]Iдоп=265 А, удельные сопротивления r0=0,428 Ом/км, х0=0,444Ом/км (табл. 7-38 [5]).

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:

IДОП=265 А >IП=139,2А.

Потери активной энергии в проводах линии за год (4.9):

.

Расчет токов короткого замыкания

Необходимо рассчитать токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.

Исходная схема питания предприятия и схема замещения для расчета токов короткого замыкания приведены на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 - Схемы расчета токов короткого замыкания

Определим параметры схемы замещения. Примем базисную мощность SБ=1000 МВА, базисное напряжение UБ=115 кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах (4.10):

.

Сопротивление воздушной линии 110 кВ (4.11):

.

Определим ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая составляющая IПt принимается неизменной в течение всего процесса замыкания) (4.12):

кА.

Ударный ток короткого замыкания (4.13):

кА.

Найдем ток короткого замыкания в точке К2.

Суммарное сопротивление (4.14)

.

кА.

Ударный ток короткого замыкания (4.16):

кА.

Мощность короткого замыкания (4.17):

МВА.

Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП

Согласно требованиям (4.18-4.20) намечаем к установке выключатель типа ВГБУ-110-1000/31,5-У3. Собственное время отключения выключателя tСВ=0,03 с, полное время отключения выключателя tОВ=0,055 с.

При выборе выключателя необходимо также осуществить проверки (4.214.30):

А.

Значение апериодической составляющей по формуле (4.22):

кА.

В каталоге на выключатель [6] задается допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения НОМ

%.

Значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени (4.25)

кА.

Тепловой импульс тока короткого замыкания, пропорциональный количеству тепловой энергии, выделенной за время короткого замыкания (4.29).

электрический трансформатор напряжение подстанция

.

Выключатели в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП принимаются одного типа.

Результаты выбора и проверки выключателей сведены в таблицу 4.5 и 4.6.

Разъединители выбираются по условиям (4.31-4.34):

Разъединители в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП принимаются одного типа.

Выбираем разъединители по каталогу [3], каталожные данные представлены в таблице 4.5 и 4.6.

Таблица 4.5 - Выбор выключателей и разъединителей в начале отходящих линий

Условия выбора

Расчетные параметры сети

Каталожные данные аппарата

Выключатель ВГБУ-110II*-40/2000У1

Разъединитель РДЗ-2-110-1000 У1

uУСТ=110 кВ

uНОМ=110 кВ

uНОМ=110 кВ

IУТЯЖ=183,9А

IНОМ=2000А

IНОМ=1000 А

IП,=15,06 кА

IНОМ.ОТКЛ.=40 кА

-

iА,= кА

iА,НОМ=25,46 кА

-

IП,0=15,06 кА

iУД=36,6 кА

IДИН=40 кА

iДИН=102 кА

iДИН=80 кА

ВК=23,8

Тип привода

ШПЭ - 33

ПР3.2-УХЛ1

Таблица 4.6 - Выбор выключателей и разъединителей на вводе ГПП

Условия выбора

Расчетные параметры сети

Каталожные данные аппарата

Выключатель

ВГБУ-110II*-40/2000У1

Разъединитель

РДЗ-2-110-1000 У1

uУСТ=110 кВ

uНОМ=110 кВ

uНОМ=110 кВ

IУТЯЖ=183,9А

IНОМ=2000А

IНОМ=1000 А

IП,=11,93 кА

IНОМ.ОТКЛ.=40 кА

-

iА,= кА

iА,НОМ=25,46 кА

-

IП,0=11,93 кА

iУД=30,38 кА

IДИН=40 кА

iДИН=102 кА

iДИН=80 кА

ВК=14,9

Тип привода

ШПЭ - 33

ПР3.2-УХЛ1

Условия выбора, расчетные параметры сети и каталожные данные трансформаторов тока [5] представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7 - Выбор трансформаторов тока на вводе в ГПП

Условия выбора

Расчетные параметры сети

Каталожные данные ТВ-110-III-300/5-У2-0,5/10Р

uУСТ=110 кВ

uНОМ = 110 кВ

IУТЯЖ=183,9 А

IНОМ = 300 А

iУД=36,6кА

iДИН = 63 кА

ВК=23,8

469

Таблица 4.4 - Выбор трансформаторов напряжения на вводе в ГПП

Условия выбора

Расчетные параметры сети

Каталожные данные НКФ-110-58У1-0,5/10Р

uУСТ=110кВ

uНОМ=110 кВ

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-110/77У1, в нейтраль силового трансформатора включаем ОПНН-110/56У1, ЗОН-110У1.

Технико-экономические показатели схемы внешнегоэлектроснабжения.

Годовые приведенные затраты находятся по формуле (4.35).

Стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу определяются по (4.37).

Удельная стоимость потерь электроэнергии (4.38):

руб/.

- поправочный коэффициент, для 110 кВ=1,03.

Результаты расчета экономических показателей схемы внешнего электроснабжения напряжением 110кВ сведены в таблицу 4.8.

Таблица 4.8 - Экономические показатели схемы внешнего электроснабжения

Наименование

оборудования

Единицы измерения

Количество

Стоимость единицы, тыс. руб.

Кап.вложения,

тыс. руб.

Отчисления, о.е.

Затраты, тыс.руб.

Потери эл. энергии, МВт*ч

Стоимость потнрь э/э, тыс. руб.

Ен

Етр

Еа

Итого

1

Трансформатор силовой

шт

2

15000

30000

0,12

0,01

0,063

0,193

5790

770

754,6

ТРДН-25000/110

2

ВЛ 110 кВ на 2-х цепных ЖБ опорах

км

2,6

5200

13520

0,12

0,004

0,028

0,152

2055

163

159,7

3

Выключатель

шт

4

2500

10000

0,12

0,01

0,063

0,193

1930

-

-

ВГБУ-110

4

Разъединитель

шт

4

92,8

371,2

0,12

0,01

0,063

0,193

72

-

-

РДЗ-2-110-1000-У1,

5

Разъединитель

шт

8

87

696

0,12

0,01

0,063

0,193

134,3

-

-

РДЗ-1-110-1000-У1

6

ОПН

шт

6

29

348

0,12

0,01

0,063

0,193

67,1

-

-

ОПН-Ф-110/73-УХЛ1

7

ЗОН-110У-lУ1

шт

2

32

64

0,12

0,01

0,063

0,193

12

-

-

8

ОПНН-Ф-110/56 УХЛ1

шт

2

31,5

63

0,12

0,01

0,063

0,193

12

-

-

9

Трансформатор напряжения

шт

2

450

900

0,12

0,01

0,063

0,193

174

-

-

НКФ-110-58У1-0,5/10Р

ИТОГО

 

 

55962

 

 

 

 

10246

933

914,3

Годовые приведенные затраты З=10246+914,3= 11160,3тыс.руб/год.

4.3 Сравнение вариантов с напряжением внешнего электроснабжения 35 и 110 кВ

Сравнение технико-экономических показателей рассматриваемых вариантов представлено в таблице 4.9.

Приведенные затраты по вариант ус напряжением 110кВ на 12,53% меньше, чем затраты по варианту с напряжением 35кВ.

Таблица 4.9 - Результаты сравнения вариантов

Вариант

Кап.затраты, тыс. руб.

Приведённые кап.затраты, тыс. руб.

Потери эл. энергии, кВт*ч

Стоимость потерь, тыс. руб

Приведённые затраты, тыс. руб.

35

46529

8977

1275000

1810,4

10787,4

110

55962

10246

933000

914,3

11160,3

Итак, в разделе 4 мы определились со схемой внешнего электроснабжения и определили потери мощности и электроэнергии в трансформаторах ГПП. Рассчитали токи, протекающие по одной линии ЛЭП в нормальном и послеаварийном режимах, сечение проводов линии по экономической плотности тока и выбрали провод марки АС-70/11. Также определили потери активной энергии в проводах ЛЭП за год. Провели расчет токов короткого замыкания в контрольных точках и в соответствии с ними выбрали коммутационную аппаратуру на вводе ГПП с учетом необходимых условий.


Подобные документы

  • Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 13.03.2010

  • Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Расчет напряжения, схемы внешнего электроснабжения, трансформаторов ГПП. Технико-экономическое обоснование схем.

    дипломная работа [1,4 M], добавлен 30.04.2012

  • Расчет электрических нагрузок промышленного предприятия. Выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций. Технико-экономическое обоснование электрических схем. Компенсация реактивной мощности подстанции, релейная и газовая защита.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 07.03.2012

  • Расчёты электрических нагрузок и освещения для группы цехов металлургического завода. Выбор числа, мощности и типа цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Определение напряжения внешнего электроснабжения. Полная расчетная нагрузка системы.

    дипломная работа [836,3 K], добавлен 04.06.2013

  • Расчет электрических нагрузок систем электроснабжения. Нагрузка группы цехов. Обоснование числа, типа и мощности трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Выбор токопроводов, изоляторов и средств компенсации реактивной мощности.

    дипломная работа [3,0 M], добавлен 06.04.2014

  • Расчет электрических нагрузок по ремонтно-механическому цеху и предприятию в целом. Выбор числа, мощности и типа трансформатора цеховых трансформаторных подстанций предприятия. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия.

    дипломная работа [746,7 K], добавлен 06.04.2014

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

    дипломная работа [840,8 K], добавлен 08.06.2015

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

    курсовая работа [432,5 K], добавлен 22.08.2009

  • Расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций. Разработка системы внутризаводского электроснабжения. Расчет электрических нагрузок на головных участках магистралей. Выбор измерительных трансформаторов.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 29.09.2009

  • Расчет электрических нагрузок низшего и высокого напряжения цехов предприятия. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций. Определение центра реактивных электрических нагрузок. Загрузка трансформаторов на подстанциях.

    курсовая работа [255,7 K], добавлен 06.02.2014

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