Электроснабжение ремонтно-механический цеха

Характеристика технологического процесса и электрооборудования цеха. Определение расчетной нагрузки цеха. Выбор трансформаторов цеховых подстанций. Электрический расчет основных нормальных и аварийных режимов различных вариантов схемы электроснабжения.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 31.03.2016
Размер файла 627,1 K

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

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

1. Характеристика технологического процесса и электрооборудования цеха

2. Определение расчетной нагрузки цеха

2.1 Определение расчетной нагрузки цеха от силовых ЭП

2.2 Определение расчетной мощности осветительной нагрузки

2.3 Определение расчетной нагрузки цеха

3. Выбор трансформаторов цеховых подстанций

3.1 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых подстанций

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

3.2 Технико-экономическое сравнение выбранных вариантов

4. Определение центров расчетных нагрузок, составление картограммы нагрузок, выбор места расположения ТП

4.1 Определение центров расчетных нагрузок

4.2 Составление картограммы нагрузок

4.3 Выбор места расположения цеховой трансформаторной подстанции

5. Выбор схем электроснабжения цеха. Уточнение мест размещения компенсирующих устройств

5.1 Выбор схем электроснабжения цеха

6. Электрический расчет основных нормальных и аварийных режимов выбранного варианта схемы электроснабжения

6.1 Определение расчетных нагрузок для выбора РП и шинопровода

6.2 Электрический расчет режима для выбранного варианта схемы

6.2.1 Расчет отклонений напряжения в режиме максимальных нагрузок

6.2.2 Расчет отклонений напряжения в режиме минимальных нагрузок

6.2.3 Расчет отклонений напряжения в послеаварийном режиме

7. Расчет токов короткого замыкания

7.1 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением выше 1000 В

7.2 Расчет токов короткого замыкания в сети напряжением ниже 1000 В

7.3 Расчет токов подпитки от асинхронных двигателей на шинах распределительных пунктов и шинопровода.

7.4 Расчет токов однофазного короткого замыкания

8. Расчёт защитных устройств элементов цеховых сетей

9. Обоснование конструктивного решения

10. Список литературы

11. Приложение

1. Характеристика технологического процесса и электрооборудования цеха

Ремонтно-механический цех относится к вспомогательным цехам завода. Он обслуживает все цеха основного и вспомогательного производства завода, производит текущий и капитальный ремонт и изготовляет запасные части к оборудованию.

Электроприемники цеха не связаны между собой технологическим процессом, их работа происходит независимо друг от друга, остановка одного из них не вызывает остановки других приемников.

Среда в цехе нормальная. По степени надежности электроснабжения электропотребители относятся к III категории.

Номинальное напряжение у приемников электроэнергии 0,38 кВ. Для питания электроприемников применяется 3-фазный переменный ток промышленной частоты. Все электроприемники стационарные. Номинальная мощность электроприемников находится в диапазоне от 1,125 до 20 кВт.

В цехе имеются преобразовательные агрегаты и другие приемники с нелинейной вольт-амперной характеристикой, также некоторые приемники работают при выпрямленном напряжении и токе. Некоторые электроприемники, такие, как сварочные аппараты, создают резкие набросы мощности из-за тока рабочего короткого замыкания.

Кран-балка - грузоподъемное устройство, предназначенное для горизонтального перемещения достаточно тяжелых грузов. Для мощных кранов приводом является асинхронный двигатель с фазным ротором, для маломощных - асинхронный двигатель с короткозамкнутым ротором.

Токарные станки предназначены для обработки поверхностей вращающихся заготовок резцами и другими применимыми инструментами. Электропривод (в сочетании с коробкой скоростей) - одно- и многоскоростные АД входящие в систему тиристорный преобразователь-двигатель.

Сверлильные станки предназначены для сверления отверстий в торцах станин электрических машин, в подшипниковых щитах и т.п. В качестве привода используются асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором в сочетании с коробкой скоростей.

Строгальные станки предназначены для обработки горизонтальных и вертикальных плоских поверхностей. Процесс обработки циклический.

Фрезерные станки предназначены для обработки наружных и внутренних плоских и фасонных поверхностей, прорезки канавок и т.п.

Заточный и точильный станки предназначены для заточки и доводки основных видов режущих инструментов из инструментальной стали, твёрдого сплава и минералокерамики абразивными, алмазными и эльборовыми кругами.

Долбежные станки, трубогибочные станки, станки для отрезки труб, пресс-ножницы, пневматические ковочные молоты предназначены для деформации металлических изделий ударом падающих частей либо медленным давлением. В качестве электропривода используются АД с частотным импульсным управлением.

Испытательный стенд используется для контроля и испытания обрабатываемых деталей.

Электродвигатели вентиляторов работают, как правило, в продолжительном режиме, питание силовой сети осуществляется на напряжение 380В [2].

Электрические печи - устройства с камерой, огражденной от окружающей среды, предназначенные для термической обработки материалов и изделий тепловым воздействием тока, протекающим по проводникам, установленным на внутренних стенках камеры печи.

К однофазным приемникам относятся сушильные шкафы, сварочные аппараты, электрические печи, преобразовательные агрегаты, которые подключаются на фазное напряжение 220 В.

Кран-балки и сварочные аппараты работают в повторно-кратковременном режиме, остальные приемники работают в продолжительном режиме.

электроснабжение подстанция трансформатор нагрузка

2. Определение расчетной нагрузки цеха

2.1 Определение расчетной нагрузки цеха от силовых ЭП

Данные по трехфазным электроприемникам представлены в таблице 1

Таблица 1

№ п/п

Наименование электроприемников

эл. энергии

Кол-во единиц

Pном, кВт

КИ

cosц

1

Долбежный станок

2

10

0,14

0,5

2

Радиально-сверлильный станок

1

2,8

3

Зубофрезерный станок

4

3

4

Токарный станок

4

2,8

5

Токарный станок

1

11,125

6

Токарный станок

2

10

7

Строгальный станок

2

7

8

Фрезерный станок

2

7

9

Сверлильный станок

2

4,5

10

Строгальный станок

1

11

11

Вертикально-сверлильный станок

2

4,625

12

Заточный станок

4

1,125

13

Точильный станок

2

4,5

14

Сверлильный станок

5

1,7

15

Зубофрезерный станок

3

3

16

Вертикально-сверлильный станок

2

7,125

17

Точильный станок (точило)

2

4,5

18

Точильный станок (точило)

2

4,5

19

Станок для отрезки труб

2

12,95

20

Вертикально-сверлильный станок

2

7,125

0,14

0,5

21

Точильный станок

2

4,5

22

Пресс-ножницы

1

10

23

Вертикально-сверлильный станок

2

7,125

24

Точильный станок

3

4,5

25

Точильный станок (точило)

2

3,4

Итого

57

291,325

26

Круглошлифовальный станок

2

9,585

0,35

0,65

Итого

2

19,17

27

Кран-балка (ПВ=40%)

1

11,8

0,1

0,5

28

Кран-балка (ПВ=40%)

1

10

29

Кран-балка (ПВ=40%)

1

10

Итого

3

31,8

30

Вентилятор

2

10

0,8

0,8

31

Вентилятор

2

7

32

Вентилятор

2

4,5

33

Вентиляторы

2

10

34

Вентилятор

2

7

35

Вентилятор

2

4,5

Итого

12

86

36

Испытательный стенд

2

20

0,12

0,4

Итого

2

40

37

Трубогибочный станок

2

7

0,24

0,65

38

Пневматический ковочный молот

2

20

Итого

4

54

Данные по однофазным электроприемникам представлены в таблице 2

Таблица 2

№ п/п

Наименование электроприемников

эл. энергии

Кол-во единиц

Pном, кВт

КИ

cosц

1

Сушильный шкаф

2

6

0,8

0,95

Итого

2

12

2

Преобразовательный агрегат

2

14

0,7

0,65

Итого

2

28

3

Электрические печи

3

25

0,5

0,85

4

Электрические печи

2

20

Итого

5

115

5

Сварочный аппарат (ПВ=65%)

4

28

0,3

0,7

Итого

4

112

Три сварочных аппарата мощностью 28кВт и электрические печи мощностью 25кВт целесообразно равномерно распределить по всем трем фазам. Распределение по фазам остальных однофазных приемников показано в таблице 3

Таблица 3

UA

UB

UC

кВт

кВт

кВт

28+6=34кВт

20+14+6=40кВт

20+14=34кВт

Групповая номинальная мощность трехфазных приемников по цеху:

Неравномерность распределения однофазной нагрузки по фазам трехфазной сети:

,

где Pmax - мощность максимально загруженной фазы,

Рmin - мощность минимально загруженной фазы.

Если однофазные электроприемники распределены по фазам трехфазной сети с неравномерностью не выше 15%, они могут быть представлены в расчете как эквивалентная группа трехфазных приемников с той же суммарной мощностью.

Групповая номинальная мощность по цеху:

Групповая средняя мощность по цеху:

Коэффициент использования:

Эффективное число электроприемников:

,

где pmax - номинальная мощность наибольшего по мощности электроприемника.

Nэ=57.

По таблицам в справочной литературе определяем коэффициент расчетной мощности в зависимости от Ки и Nэ [3].

Коэффициент расчетной мощности:

Средневзвешенное значение группового :

Расчетная мощность по цеху:

2.2 Определение расчетной мощности осветительной нагрузки

Также необходимо определить расчётную мощность осветительной нагрузки.

В ремонтно-механическом цехе имеются грузоподъемные механизмы, такие как кран-балки, поэтому высота помещения цеха принимается равной 10 метрам. При большой высоте помещений наиболее целесообразны точечные источники света. При этом снижается негативный эффект от перекрывания светового потока объектами или выхода из строя одного светильника. Также, при большой высоте помещения наиболее целесообразно использовать лампы ДРИ. Т.к. среда в цехе задана нормальная, то необходимо применять светильники со степенью защиты не менее IP20, поэтому для освещения данных цехов были выбраны светильники ГСП17 с креплением подвесами на крюк. Высота свеса светильника hсв=0,5м. Т.к. данный светильник имеет независимый электромагнитный ПРА, то отдельно был выбран ЭмПРА BHPS IP30 (ELTAM) с соs = 0,95 (tg=0,33).

В остальных помещениях высота принимается равной 4 метрам. В таких помещениях лучше применять люминесцентные лампы. Из-за небольшой высоты помещений, высота свеса светильника ЛСП02 принимается минимальная hсв=70мм. Электронный ПРА данных светильников позволяет получить соs = 0,96 (tg=0,29) [4].

Расчетная активная нагрузка питающей осветительной сети равна:

,

где - коэффициент спроса, для производственных зданий, состоящих из многих отдельных помещений = 0,85, для складских зданий, состоящих из многих отдельных помещений, электрических подстанций = 0,6 [5];

- коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре (ПРА), для ДРИ - 1,1, для ЛЛ с ЭПРА - 1,16 [5];

РУСТ- установленная мощность осветительных установок (ОУ), Вт.

РУД- удельная установленная мощность ОУ, Вт/м2 ;

- площадь помещения, м2.

Высота подвеса светильников над расчетной рабочей поверхностью определяется по формуле:

где H - высота здания, м;

- высота свеса светильника;

- высота рабочей поверхности, если не задана, то принимается высота условной рабочей поверхности равной 0,8 м.

Значение удельной установленной мощности принимается в соответствии с таблицей 7 Свода правил в зависимости от норм освещенности и индекса помещения [7]. Нормируемые значения освещенности указаны в таблице 1 Свода Правил в зависимости от разряда зрительной работы [7]. Разряд зрительной работы определяется в зависимости от производственной операции или оборудования. Для главных коридоров принимается VIIIа. В соответствии с этим, нормируемая освещенность помещения принимается равной 200 лк. В остальных помещениях работа производится больше половины рабочего дня, поэтому для них необходимо увеличить нормируемую освещенность на одну ступень. Таким образом, для принятого разряда зрительных работ данных помещений - IIIб нормируемая освещенность принимается равной 400 лк.

Результаты расчета Hp, i и руд приведены в таблице 4.

Таблица 4

Номер

помещения

Разряд зрительных

работ

Ен, лк

Hр, м

Индекс помещения

Площадь помещения, м

руд, Вт/м2

р1, кВт

р2, кВт

р3, кВт

1

IIб

400

8,7

1,14

598,17

13,5

7,55

-

-

2

IIб

400

3,13

1,23

67,92

13,2

-

0,88

-

3

IIб

400

8,7

0,73

161,31

14,3

2,16

-

-

4

IIб

400

3,13

1,37

80,65

12,1

-

0,96

-

5

VIIIа

200

3,13

1,59

101,88

6,5

-

-

0,46

6

VIIIа

200

3,13

0,87

42,45

11

-

-

0,32

7

VIIIа

200

3,13

1,54

383,62

6,6

-

2,50

-

8

IIб

400

3,13

1,92

146,63

11,2

-

1,62

-

9

IIб

400

3,13

1,96

151,36

11,1

-

1,66

-

10

IIб

400

3,13

1,99

156,09

11

-

1,69

-

11

IIб

400

3,13

1,99

156,09

11

-

1,69

-

12

IIб

400

8,7

1,30

708,06

12,8

8,47

-

-

13

VIIIа

200

3,13

1,96

337,17

6

-

-

1,41

Расчетная активная нагрузка питающей осветительной сети:

р1 - мощность для светильников с лампами ДРИ, КС=0,85, КПРА=1,1, tgц=0,33;

р2 - мощность для светильников с ЛЛ, КС=0,85, КПРА=1,16, tgц=0,29;

р3 - мощность для светильников с ЛЛ, КС=0,6, КПРА=1,16, tgц=0,29.

2.3 Определение расчетной нагрузки цеха

Расчетная активная и реактивная мощности, необходимые для выбора числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции, определяются по выражениям:

где - расчетная нагрузка от силовых электроприемников;

- расчетная нагрузка, создаваемая осветительными установками.

РРЦ = 180,25+31,38=211,63кВт

QРЦ = 198,28+9,83=208,11квар

3. Выбор трансформаторов цеховых подстанций

3.1 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых подстанций

В цеховых трансформаторных подстанциях применяются трехфазные силовые трансформаторы, которые подразделяются на сухие, масляные и трансформаторы с заполнением негорючим твердым диэлектриком. Т.к. стоимость масляных трансформаторов по сравнению с остальными в 2-2,5 раза меньше, то целесообразно в ремонтно-механическом цехе с нормальной средой установить именно данный вид трансформаторов, а именно ТМГ [8]. Главной отличительной особенностью трансформаторов типа ТМГ является разъемная герметизированная конструкция бака, позволяющая исключать контакт внутреннего объема трансформатора с окружающей средой. Эти трансформаторы полностью, до крышки, заполнены трансформаторным маслом, и температурные колебания его объема компенсируются за счет изменения объема бака с гофрированными стенками. Трансформаторы заполняют дегазированным маслом под глубоким вакуумом. Кроме того, в производстве трансформаторов типа ТМГ применен ряд технических решений, увеличивающих их надежность и снижающих эксплуатационные затраты [9].

Согласно ПУЭ [1] для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

Исходя из данного условия на данной подстанции может устанавливаться как один трансформатор, так и два, если это экономически обоснованно. Следовательно необходимо рассмотреть четыре варианта:

а) Число трансформаторов - 1, полная компенсация реактивной мощности;

б) Число трансформаторов - 1, без компенсации реактивной мощности;

в) Число трансформаторов - 2, полная компенсация реактивной мощности;

г) Число трансформаторов - 2, без компенсации реактивной мощности.

Определяется минимальная и максимальная мощность трансформатора, исходя из условий полной компенсации реактивной мощности или отсутствии компенсации:

где N - число трансформаторов на подстанции;

- коэффициент загрузки.

При наличии нагрузок третий категории для однотрансформаторной подстанции берется коэффициент загрузки = 0,95 [18].

Выбор наиболее оптимального варианта осуществляется на основе технико-экономического сравнения.

Вариант 1

Число трансформаторов N = 1. Коэффициент загрузки трансформаторов = 0,95. Применяется полная компенсация реактивной мощности.

.

Ближайшее стандартное значение SТном=250кВА.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформатор в сеть напряжением до 1000 В:

Мощность низковольтной конденсаторной установки:

Была выбрана конденсаторная батарея КРМ - 0,4 - 112,5 - 12,5 [10].

Необходимо рассмотреть послеаварийный режим - отключение конденсаторной батареи. При отключении конденсаторной батареи, мощность, проходящая через трансформатор равна полной расчетной мощности нагрузок цеха:

Вариант допустим, так как перегрузка трансформатора в послеаварийном режиме входит в допустимые значения = 1,4 [20].

Вариант 2

Число трансформаторов N =1. Коэффициент загрузки трансформаторов = 0,95. Компенсация реактивной мощности отсутствует.

Ближайшее стандартное значение SТном=400кВА

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформатор в сеть напряжением до 1000 В:

Мощность низковольтной конденсаторной установки:

; принимаем Qнкб1=0

Вариант 3

Число трансформаторов N = 2. Коэффициент загрузки трансформаторов = 0,7. Применяется полная компенсация реактивной мощности.

.

Ближайшее стандартное значение SТном=160кВА.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформатор в сеть напряжением до 1000 В:

Мощность низковольтной конденсаторной установки:

Т.к. рассматривается двухтрансформаторная подстанция, то были выбраны две конденсаторные батареи КРМ - 0,4 - 75 - 25 [10].

Необходимо рассмотреть послеаварийный режим - отключение конденсаторной батареи:

;

Вариант допустим, так как перегрузка трансформатора в послеаварийном режиме нет.

Рассматривается послеаварийный режим (отключение одного трансформатора):

;

;

Аварийная перегрузка не выходит за допустимые пределы, вариант допустим.

Вариант 4

Число трансформаторов N =2. Коэффициент загрузки трансформаторов = 0,7. Компенсация реактивной мощности отсутствует.

Ближайшее стандартное значение SТном=250кВА

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформатор в сеть напряжением до 1000 В:

Мощность низковольтной конденсаторной установки:

; принимаем Qнкб1=0.

Рассматривается послеаварийный режим (отключение одного трансформатора):

Вариант допустим, так как перегрузка трансформатора в послеаварийном режиме входит в допустимые значения = 1,4.

Так как все варианты допустимы по условиям перегрузки, то необходимо провести технико-экономическое сравнение всех четырех вариантов.

3.2 Технико-экономическое сравнение выбранных вариантов

Выбор наиболее оптимального варианта осуществляется на основе технико-экономического сравнения.

При технико-экономическом расчете необходимо учитывать не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электростанций до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Эти потери называют приведенными в отличие от потерь в самих трансформаторах, и они определяются по формуле:

,

где - приведенные активные потери мощности холостого хода трансформатора, учитывающие потери активной мощности в самом трансформаторе и в элементах всей системы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором;

- приведенные потери активной мощности короткого замыкания;

- потери мощности х.х. трансформатора;

- потери мощности к.з.;

- коэффициент загрузки трансформатора;

- реактивная мощность х.х трансформатора;

- реактивная мощность к.з., потребляемая трансформатором при номинальной нагрузке;

- ток х.х. трансформатора, в процентах;

- напряжение к.з. трансформатора, в процентах.

- коэффициент изменения потерь, численно равен удельному снижению потерь активной мощности при уменьшении передаваемой реактивной мощности по всем элементам цепи начиная от источника до рассматриваемого трансформатора. Численное значение его зависит от напряжения и схемы питания.

При питании цеховых подстанций от шин 10 кВ ГПП: кВт/кВар [17].

Параметры трансформаторов приведены в таблице 5

Таблица 5. Параметры трансформаторов [11].

Тип трансформатора

ТМГ-160

ТМГ-250

ТМГ-400

SТНОМ, кВА

160

250

400

UВН, кВ

10

10

10

UНН, кВ

0,4

0,4

0,4

uк %

4,7

4,5

4,5

I o,%

2,4

2,3

2,1

Р0,кВт

0,44

0,55

0,8

РК, кВт

2,65

3,1

5,5

СТ, руб.

109352

143865

188100

Работа на предприятии принимается двухсменная с и [12].

Вариант №1 (SТном=250кВА).

Приведенные потери в трансформаторе:

;

.

Потери электроэнергии в трансформаторе:

;

- время наибольших потерь в трансформаторе;

.

Потери электроэнергии в конденсаторных установках:

где - количество конденсаторных батарей (КБ);

Вт/кВар - удельные потери для низковольтных КБ;

- реактивная мощность КБ;

- годовое число часов работы цеха.

Потери электроэнергии в линиях:

где - ток, приходящийся на 1 фазу;

- удельное сопротивление 1 км кабеля;

- длина кабеля, км (по заданию км);

- число кабельных линий.

Определяется экономическое сечение (FЭ) и марка кабеля:

Так как , то экономическая плотность тока [1];

;

.

В связи с частыми перемещениями автотранспорта и персонала завода по территории цеха и завода в целом, установка воздушных линий электропередач и опор на данном участке не целесообразно, поэтому были выбраны кабельные линии. Исходя из условия механической прочности кабеля при напряжении UНОМ =10 кВ, прокладываемого в земле, минимальное сечение кабеля составляет 16 мм2 [1]. Питание к трансформатору будет осуществляться кабелем марки ААБл-10 с сечением 16 кв. мм. с Ом/км, проложенным в траншее[13]. Длительно допустимый ток для данного кабеля: [1].

Потери электроэнергии в линии:

.

Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание [12]:

- трансформатора = ;

- конденсаторной установки = ;

- кабельной линии .

Стоимость оборудования:

- трансформатора: ;

- конденсаторная установка: [10];

- кабельная линия: [13].

Стоимость 1 кВт потерянной энергии b = 2,5 руб/кВт • ч

Приведенные затраты:

- на трансформатор:

,

где - коэффициент, учитывающий стоимость складского резерва.

- на конденсаторную установку:

- на кабельную линию:

Так же, необходимо учесть ущерб от возможного перерыва

электроснабжения потребителя:

,

где - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, ;

- относительная вероятная длительность аварийного режима,

принимается равной расчётной активной мощности.

Относительная вероятная длительность аварийного режима при условии, что элементы сети выводятся в ремонт одновременно:

,

где - параметр потока отказа элемента сети;

- средняя продолжительность отключений.

Параметры потока отказов и средняя продолжительность отключений для различных элементов сети представлены в таблице 6 [14].

Таблица 6

Элемент системы

Параметр потока отказов, 1/год

Средняя продолжительность отключений, ч

Трансформатор

Выключатель

Линия

(на 1 км)

Общие приведенные затраты по 1 варианту:

Вариант №2. (SТном=400кВА)

Приведенные потери в трансформаторе:

Потери электроэнергии в трансформаторе:

.

Потери электроэнергии в линиях:

.

Определяется экономическое сечение (FЭ) и марка кабеля:

;

.

Питание к трансформатору будет осуществляться кабелем марки ААБл-10 с сечением 16 кв.мм. с R0=1,91 Ом/км, проложенным в траншее [13]. Длительно допустимый ток для данного кабеля: Iдоп = 75 А [1].

Потери электроэнергии в линии:

Стоимость оборудования:

- трансформатора: ;

- кабельной линии: [13].

Приведенные затраты:

- на трансформатор:

- на кабельную линию:

Ущерб от возможного перерыва электроснабжения потребителя в данном варианте аналогичен первому варианту, поэтому

Общие приведенные затраты по 2 варианту:

Вариант №3 (SТном=160кВА).

Приведенные потери в трансформаторе:

;

.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

;

Потери электроэнергии в конденсаторных установках:

Потери электроэнергии в линиях:

Определяется экономическое сечение (FЭ) и марка кабеля:

Так как , то экономическая плотность тока [1];

;

.

Питание к трансформаторам будет осуществляться кабелем марки ААБл-10 с сечением 16 кв. мм. с Ом/км, проложенным в траншее[13]. Длительно допустимый ток для данного кабеля: [1].

Потери электроэнергии в линии:

.

Стоимость оборудования:

- трансформатора: ;

- конденсаторная установка: [10];

- кабельная линия: [13].

Стоимость 1 кВтч потерянной энергии b = 2,5 руб/кВт • ч

Приведенные затраты:

- на трансформаторы:

- на конденсаторные установки:

- на кабельные линии:

Так как электроснабжение цеха производится по двум трансформаторам, то считается, что перерывы электроснабжения отсутствуют и

Общие приведенные затраты по 3 варианту:

Вариант №4. (SТном=250кВА)

Приведенные потери в трансформаторе:

;

.

Потери электроэнергии в трансформаторе:

.

Потери электроэнергии в линиях:

.

Определяется экономическое сечение (FЭ) и марка кабеля:

;

.

Питание к трансформатору будет осуществляться кабелем марки ААБл-10 с сечением 16 кв.мм. с R0=1,91 Ом/км, проложенным в траншее [13]. Длительно допустимый ток для данного кабеля: Iдоп = 75 А [1].

Потери электроэнергии в линии:

Стоимость оборудования:

- трансформатора: ;

- кабельной линии: [13].

Приведенные затраты:

- на трансформатор:

- на кабельную линию:

Ущерб от возможного перерыва электроснабжения потребителя данного варианта, аналогично третьему варианту принимается

Общие приведенные затраты по 4 варианту:

Исходя из технико-экономического расчета, получили следующие результаты:

Таблица 7

№ варианта

1

2

3

4

Приведенные затраты, тыс.руб

146,65

164,06

172,93

192,43

Определяются равноэкономичные варианты:

Т.к. ДЗ21 > 10%, следовательно, первый вариант с одним трансформатором и конденсаторной установкой экономичнее. Кроме того, благодаря большим мощности трансформатора и пропускной способности кабеля возможно развитие мощностей предприятия.

4. Определение центров расчетных нагрузок, составление картограммы нагрузок, выбор места расположения ТП

4.1 Определение центров расчетных нагрузок

Центр расчетных нагрузок (ЦЭН) - это условный центр потребления электрической нагрузки цехом. Координаты центра расчетных нагрузок (Хо, Уо) можно определить по следующим выражениям:

; ,

где i = 1,2 ... n - номер электроприемника;

- координаты i- того электроприемника.

Координаты приемников и их расчетные и номинальные мощности указаны в таблице 8.

Таблица 8

№ приемника

Хi, м.

Уi, м.

Рном.i, кВт

1

2

3

4

5

6

1-1

2,63

46,27

10

26,34

462,73

1-2

2,63

38,68

10

26,34

386,76

2

4,92

46,62

2,8

13,77

130,53

3-1

8,08

46,27

3

24,23

138,82

3-2

16,51

38,33

3

49,52

114,99

3-3

22,83

46,27

3

68,49

138,82

3-4

24,94

46,27

3

74,81

138,82

4-1

11,59

46,27

2,8

32,45

129,57

4-2

13,70

37,64

2,8

38,35

105,39

4-3

40,04

37,99

2,8

112,11

106,36

4-4

46,01

37,99

2,8

128,83

106,36

5-1

13,70

46,27

9,585

131,29

443,53

5-2

16,16

46,27

9,585

154,86

443,53

6

18,26

46,27

11,125

203,18

514,79

7-1

27,04

46,27

10

270,44

462,73

7-2

29,15

46,27

10

291,51

462,73

8-1

36,18

46,96

7

253,23

328,75

8-2

38,63

46,96

7

270,44

328,75

9

11,59

41,44

11,8

136,76

488,98

10-1

18,26

37,99

7

127,84

265,90

10-2

20,37

37,99

7

142,60

265,90

11-1

22,48

37,99

4,5

101,15

170,94

11-2

37,93

37,99

4,5

170,69

170,94

12

34,42

37,99

11

378,61

417,84

13-1

31,26

37,99

4,625

144,57

175,68

13-2

41,44

46,96

4,625

191,68

217,21

14-1

30,20

31,42

1,125

33,98

35,35

14-2

34,07

31,42

1,125

38,33

35,35

14-3

30,20

27,97

1,125

33,98

31,47

14-4

30,56

24,86

1,125

34,38

27,97

15-1

34,07

25,21

4,5

153,31

113,44

15-2

34,07

28,32

4,5

153,31

127,42

16-1

5,27

38,68

1,7

8,96

65,75

16-2

8,78

37,64

1,7

14,93

63,99

16-3

8,78

39,37

1,7

14,93

66,92

16-4

20,37

46,27

1,7

34,63

78,66

16-5

33,01

46,62

1,7

56,12

79,25

17-1

-1,05

44,89

10

-10,54

448,92

17-2

37,93

50,76

10

379,32

507,63

18-1

52,68

31,08

3

158,05

93,24

18-2

63,22

24,52

3

189,66

73,55

18-3

63,22

20,03

3

189,66

60,09

19

57,95

23,83

10

579,51

238,27

20-1

52,68

25,90

7,125

375,37

184,53

20-2

52,68

20,72

7,125

375,37

147,63

21-1

62,87

32,12

4,5

282,91

144,52

21-2

62,87

28,32

4,5

282,91

127,42

22

14,05

28,66

10

140,49

286,62

23-1

15,45

32,46

4,5

69,54

146,07

23-2

43,90

46,62

4,5

197,56

209,78

24-1

8,78

24,86

7

61,46

174,04

24-2

18,97

24,86

7

132,76

174,04

25-1

9,83

32,46

20

196,68

649,21

25-2

18,26

31,77

20

365,27

635,40

26-1

11,24

25,21

6

67,43

151,25

26-2

13,70

25,21

6

82,19

151,25

27-1

4,21

29,70

14

59,00

415,77

27-2

4,21

32,46

14

59,00

454,45

28-1

-1,05

24,52

4,5

-4,74

110,33

28-2

-1,05

31,42

4,5

-4,74

141,41

29-1

46,36

7,60

7

324,53

53,18

29-2

46,36

11,74

7

324,53

82,19

30-1

39,69

3,45

20

793,76

69,06

30-2

43,20

3,45

20

864,00

69,06

30-3

46,36

3,45

20

927,22

69,06

31-1

39,69

7,94

12,95

513,96

102,85

31-2

39,69

12,78

12,95

513,96

165,46

32-1

34,42

6,22

7,125

245,24

44,29

32-2

34,42

12,43

7,125

245,24

88,58

33-1

28,10

9,67

4,5

126,44

43,51

33-2

28,10

12,78

4,5

126,44

57,50

34-1

27,75

3,11

10

277,46

31,08

34-2

34,07

3,11

10

340,68

31,08

35

30,56

3,45

10

305,56

34,53

36-1

17,56

3,11

7,125

125,12

22,14

36-2

19,67

3,11

7,125

140,14

22,14

37-1

15,10

7,25

4,5

67,96

32,63

37-2

15,10

10,36

4,5

67,96

46,62

37-3

15,10

12,78

4,5

67,96

57,50

38-1

15,10

3,11

7

105,72

21,76

38-2

22,13

3,11

7

154,89

21,76

39-1

20,37

12,78

28

570,38

357,76

39-2

22,83

5,18

28

639,22

145,04

39-3

22,83

8,63

28

639,22

241,73

39-4

22,83

11,40

28

639,22

319,08

40-1

2,81

8,98

3,4

9,55

30,53

40-2

2,81

12,43

3,4

9,55

42,27

41-1

3,16

3,11

4,5

14,22

13,99

41-2

9,13

3,11

4,5

41,09

13,99

42-1

2,81

5,87

25

70,24

146,76

42-2

6,32

5,87

25

158,05

146,76

42-3

9,83

5,87

25

245,85

146,76

43-1

9,13

8,98

20

182,63

179,57

43-2

9,13

11,74

20

182,63

234,82

Итого:

809,295

18425,70

16753,39

В результате расчета были получены следующие координаты центра расчетных нагрузок:

4.2 Составление картограммы нагрузок

Картограмма расчетных нагрузок представляет собой размещенную на генплане цеха окружность, площадь которой в выбранном масштабе равна расчётной нагрузке цеха. В качестве центра круга выбирают центр электрических нагрузок приемников электроэнергии, а радиус круга связывают с расчетной мощностью приемников; значение его находят из условия равенства расчетной мощности и площади круга:

где R - радиус круга;

m - масштаб для определения площади круга.

Масштаб принимается равным m = 0,235 кВт/м

Тогда радиус круга:

Угол кругового сегмента, площадь которого будет соответствовать расчетной мощности освещения, находится из соотношения:

Картограмма нагрузок представлена на рисунке 1.

4.3 Выбор места расположения цеховой трансформаторной подстанции

Расположение цеховых трансформаторных подстанций существенно влияет на построение рациональной и экономичной схемы распределения электроэнергии.

В зависимости от места размещения все подстанции промышленных предприятий подразделяют на пристроенные, встроенные, отдельно стоящие и внутрицеховые .

Пристроенной называют ТП, непосредственно примыкающую к основному зданию и имеющую с ним одну общую стену.

Подстанция является встроенной, если ее закрытое помещение имеет две или три общие стены со смежными помещениями или с самим зданием цеха.

Пристроенные и встроенные ТП сооружают, в основном, в небольших или средних по мощности цехах (до нескольких мегаватт). На таких подстанциях устанавливают масляные трансформаторы с выкаткой наружу.

Отдельно стоящие ТП, как правило, сооружают для электроснабжения нескольких небольших по мощности объектов, располагаемых на территории предприятия.

Размещение отдельно стоящей ТП осуществляют в центре нагрузок питаемых объектов.

Внутрицеховые ТП устанавливают непосредственно в цехе открыто или в отдельных помещениях. Их располагают на тех производственных площадях, которые не могут быть использованы для установки технологического оборудования и ближе к ЦЭН [15].

Выбор местоположения подстанции на территории предприятия, кроме таких факторов как величина, характер размещения электрических нагрузок зависят от генерального плана цеха предприятия и степени насыщенности его инженерными сооружениями и коммуникациями. Расположение подстанций в зоне рассеяния центра электрических нагрузок цеха предприятия позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрических нагрузок, значительно сократить протяженность распределительных сетей, снизить расход проводникового материала и потери электрической энергии. Поэтому возникает задача определения зоны рационального размещения подстанции. Под рациональным следует понимать местоположение подстанции обеспечивающее минимум приведенных затрат на распределительную сеть.

Согласно плану цеха есть возможность разместить трансформаторную подстанцию вблизи центра электрических нагрузок внутри цеха, а именно в пустом помещении №5. Поэтому была выбрана внутрицеховая трансформаторная подстанция.

5. Выбор схем электроснабжения цеха. Уточнение мест размещения компенсирующих устройств

5.1 Выбор схем электроснабжения цеха

На выбор схемы распределения электроэнергии и ее конструктивное исполнение оказывают влияние следующие факторы:

- требования к бесперебойности питания;

- размещение технологического оборудования по площади цеха;

- условия среды в цехе;

- размещение трансформаторных подстанций.

Схема электроснабжения должна быть надежна и безопасна, удобна в эксплуатации и экономична, т.е. соответствовать минимуму расчетных затрат на ее сооружение. Рекомендуется применять схемы с минимальным количеством промежуточных, цеховых распределительных пунктов. Питающие сети должны иметь, по возможности, минимальную длину.

Схемы внутреннего электроснабжения могут быть радиальными, магистральными, а также смешанными.

Радиальные схемы применяют, когда невозможно выполнение магистральных схем по условиям территориального размещения электрических нагрузок, а также по условиям среды.

Достоинства радиальных схем - высокая надежность питания потребителей, так как авария на одной радиальной линии не вызывает нарушение электроснабжения других электроприемников, поэтому они рекомендуются для питания потребителей первой категории. Схемы применяются для питания удаленных, сосредоточенных нагрузок большой мощности.

Недостатки радиальных схем - это значительный расход проводникового материала, ограниченная гибкость сети при перемещении технологического оборудования, использование распределительных щитов с большим количеством коммутационных аппаратов защиты, требующих дополнительного места в цехе для их размещения.

Магистральные схемы с шинопроводами обеспечивают высокую степень надежности электроснабжения. Их основными достоинствами являются универсальность и гибкость, позволяющие производить изменения технологии производства и перестановки производственно-технологического оборудования в цехах без существенного изменения электрических сетей. Применение таких схем позволяет отказаться от громоздких распределительных щитов РУ 0,4кВ. Рекомендуется применять в производственных помещениях с нормальной окружающей средой, имеющих относительно частую смену технологического оборудования [15].

В чистом виде радиальные и магистральные схемы применяются редко, поэтому элементы этих сетей содержат смешанные схемы. Применение смешанных схем позволяет не только оптимальным образом построить схему цеховой сети, но и обеспечить взаимное резервирование электроснабжения отдельных групп электроприемников.

Исходя из расположения электроприемников данного цеха, в курсовом проекте будет использована смешанная схема сети. Электроснабжение электроприемников помещений №1, №2, №3, №4 будет производиться по магистральной схеме, реализованной с помощью распределительного шинопровода, установленного вдоль стен помещения на подвесах №1, который запитан кабелем от распределительного устройства низкого напряжения трансформаторной подстанции.

Для приёмников, расположенных в местах, где имеется сосредоточенная нагрузка, подключение приемников осуществляется к РП1-РП4 по радиальной схеме.

Схема внутреннего электроснабжения представлена на рисунке 2.

6. Электрический расчет основных нормальных и аварийных режимов выбранного варианта схемы электроснабжения

6.1 Определение расчетных нагрузок для выбора РП и шинопровода

Среди приемников, подключенных к РП1 имеются три однофазных приемника (№42), которые целесообразно равномерно распределить по фазам, благодаря чему данные однофазные приемники можно представить как симметричный трехфазный. Данные по РП1 представлены в таблице 9.

Для всех РП эффективное число приемников определяется по формуле:

Таблица 9

№ на плане

Кол-во

рномi, кВт

kиi

tgц

Рсi, кВт

Рр, кВт

Ки

tgц

Sр, кВА

Ip, А

40

2

3,4

0,14

1,73

0,952

61,88

0,42

7

1,73

128,21

194,79

41

2

4,5

0,8

0,75

7,2

42

3

25

0,5

0,62

37,5

43

2

20

0,24

1,17

9,6

Итого:

9

130,8

55,252

Среди приемников, подключенных к РП2, имеются четыре однофазных приемника (№39), два из которых устанавливаются в фазу А, а остальные на фазы В и С. При этом неравномерность распределения однофазной нагрузки по фазам Д = 40%, следовательно, однофазные приемники представляются эквиваленитым трехфазным, мощность которого определяется, как утроенное значение мощности наиболее загруженной фазы:

Pном = 3 • 56кВт = 168кВт

Данные по РП2 представлены в таблице 10.

Таблица 10

№ на плане

Кол-во

рномi, кВт

kиi

tgц

Рсi, кВт

Рр, кВт

Ки

tgц

Sр, кВА

Ip, А

36

2

7,125

0,14

1,73

1,995

59,88

0,32

7

1,73

124,06

188,49

37

3

4,5

0,14

1,73

1,89

38

2

7

0,8

0,75

11,2

39

4

Pном=168

0,3

1,02

33,6

Итого:

11

209,75

48,685

Данные по РП3 указаны в таблице 11.

Таблица 11

№ на плане

Кол-во

рномi, кВт

kиi

tgц

Рсi, кВт

Рр, кВт

Ки

tgц

Sр, кВА

Ip, А

32

2

7,125

0,14

1,73

1,995

23,13

0,39

7

1,73

47,93

72,82

33

2

4,5

0,14

1,73

1,26

34

2

10

0,8

0,75

16

35

1

10

0,14

1,73

1,4

Итого:

7

53,25

20,655

Для РП4 также все три однофазных приемника (№30) распределяются меж фазами равномерно и, аналогично случаю с РП1, данные однофазные приемники представляются симметричным трехфазным. Данные по РП4 представлены в таблице 12.

Таблица 12

№ на плане

Кол-во

рномi, кВт

kиi

tgц

Рсi, кВт

Рр, кВт

Ки

tgц

Sр, кВА

Ip, А

29

2

7

0,24

1,17

3,36

41,42

0,37

7

1,17

65,57

99,63

30

3

20

0,5

0,62

30

31

2

12,95

0,14

1,73

3,626

Итого:

7

99,9

36,986

Данные по РП5 представлены в таблице 13.

Таблица 13

№ на плане

Кол-во

рномi, кВт

kиi

tgц

Рсi, кВт

Рр, кВт

Ки

tgц

Sр, кВА

Ip, А

18

3

3

0,14

1,73

1,26

10,26

0,13

7

1,73

21,25

32,29

19

1

10

0,1

1,73

1

20

2

7,125

0,14

1,73

1,995

21

2

4,5

0,14

1,73

1,26

Итого:

8

42,25

5,515

Электропитание остальных приемников предполагается осуществлять по шинопроводу. Нагрузки по участку шинопровода (А-В) представлены в таблице 14.

Таблица 14

№ на плане

Кол-во

рномi, кВт

kиi

tgц

Рсi, кВт

Рр, кВт

Ки

tgц

Sр, кВА

Ip, А

1

1

10

0,14

1,73

1,40

31,75

0,23

32

1,73

63,44

96,39

2

1

2,8

0,14

1,73

0,39

3

3

3

0,14

1,73

1,26

4

3

2,8

0,14

1,73

1,18

5

2

9,585

0,35

1,17

6,71

6

1

11,125

0,14

1,73

1,56

7

2

10

0,14

1,73

2,80

8

2

7

0,14

1,73

1,96

9

1

11,8

0,1

1,73

1,18

11

1

4,5

0,14

1,73

0,63

13

1

4,625

0,14

1,73

0,65

16

2

1,7

0,14

1,73

0,48

17

2

10

0,8

0,75

16,00

18

3

3

0,14

1,73

1,26

19

1

10

0,1

1,73

1

20

2

7,125

0,14

1,73

1,995

21

2

4,5

0,14

1,73

1,26

23

1

4,5

0,14

1,73

0,63

Итого:

31

185,57

42,33

К участку шинопровода B-C подключены однофазные электроприемники (№26 и №27). Они распределяются по фазам А (14кВт), В (14кВт) и С (6кВт+6кВт). В этом случае неравномерность распределения однофазной нагрузки по фазам Д = 3,3%, следовательно, они представляются эквивалентным трехфазным с мощностью Рном = 14 + 14 + 6 + 6 = 40кВт.

Нагрузки по шинопроводу (В-С) представлены в таблице 15.

Таблица 15

№ на плане

Кол-во

рномi, кВт

kиi

tgц

Рсi, кВт

Рр, кВт

Ки

tgц

Sр, кВА

Ip, А

1

1

10

0,14

1,73

1,40

54,08

0,34

19

1,73

108,1

164,2

3

1

3

0,14

1,73

0,42

4

1

2,8

0,14

1,73

0,39

10

2

7

0,14

1,73

1,96

11

1

4,5

0,14

1,73

0,63

12

1

11

0,14

1,73

1,54

13

1

4,625

0,14

1,73

0,65

14

4

1,125

0,14

1,73

0,63

15

2

4,5

0,14

1,73

1,26

16

3

1,7

0,14

1,73

0,71

22

1

10

0,1

1,73

1,00

23

1

4,5

0,14

1,73

0,63

24

2

7

0,8

0,75

11,20

25

2

20

0,12

2,29

4,80

-

1

40

0,73

0,918

29,20

28

2

4,5

0,8

0,75

7,20

Итого:

26

186,025

63,62

Был выбран шинопровод ШРА5-У5022 c номинальным током 250А[19].

Расчетная мощность для кабеля, питающего шинопровод, представлена в таблице 16

Таблица 16

№ на плане

Кол-во

рномi, кВт

kиi

tgц

Рсi, кВт

Рр, кВт

Ки

tgц

Sр, кВА

Ip, А

1

2

10

0,14

1,73

2,80

2

1

2,8

0,14

1,73

0,39

3

4

3

0,14

1,73

1,68

4

4

2,8

0,14

1,73

1,57

5

2

9,585

0,35

1,17

6,71

6

1

11,125

0,14

1,73

1,56

7

2

10

0,14

1,73

2,80

8

2

7

0,14

1,73

1,96

105,96

0,30

33

1,73

200,7

304,9

9

1

11,8

0,1

1,73

1,18

10

2

7

0,14

1,73

1,96

11

2

4,5

0,14

1,73

1,26

12

1

11

0,14

1,73

1,54

13

2

4,625

0,14

1,73

1,30

14

4

1,125

0,14

1,73

0,63

15

2

4,5

0,14

1,73

1,26

16

5

1,7

0,14

1,73

1,19

17

2

10

0,8

0,75

16,00

18

3

3

0,14

1,73

1,26

19

1

10

0,1

1,73

1

20

2

7,125

0,14

1,73

1,995

21

2

4,5

0,14

1,73

1,26

22

1

10

0,1

1,73

1,00

23

2

4,5

0,14

1,73

1,26

24

2

7

0,8

0,75

11,20

25

2

20

0,12

2,29

4,80

-

1

40

0,73

0,918

29,20

28

2

4,5

0,8

0,75

7,20

Итого:

57

371,6

106

Было принято решение установить РП в помещениях №3 и №4. Данные по РП6 и РП7 представлены в таблицах 17 и 18 соответственно.

Таблица 17

№ на плане

Кол-во

рномi, кВт

kиi

tgц

Рсi, кВт

Рр, кВт

Ки

tgц

Sр, кВА

Ip, А

14

4

1,125

0,14

1,73

0,63

4,44

0,14

4

1,73

9,20

13,98

15

2

4,5

0,14

1,73

1,26

Итого:

6

13,5

1,89

К РП7 подключаются однофазные приемники (№26), распределенные по фазам А и С с Д = 24,66%, следовательно, Pном = 3 • 6 = 18кВт

Таблица 18

№ на плане

Кол-во

рномi, кВт

kиi

tgц

Рсi, кВт

Рр, кВт

Ки

tgц

Sр, кВА

Ip, А

22

1

10

0,1

1,73

1

43,24

0,37

5

0,84

57,68

87,64

23

1

4,5

0,14

1,73

1,26

24

2

7

0,8

0,75

11,2

25

2

20

0,12

2,29

4,8

26

2

Рном=18

0,8

0,33

28,8

Итого:

8

86.5

47,06

В соответствии с ПУЭ, проверке по экономической плотности тока не подлежат сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при числе часов использования максимума нагрузки предприятий до 4000--5000, а также ответвления к отдельным электроприемникам напряжением до 1 кВ [1]. Выбор сечения производится по допустимому нагреву. Для выбора сечения проводников, питающих распределительные пункты и распределительные шинопроводы, необходимо найти ток, который будет протекать по проводнику при номинальном режиме работы оборудования:

.

По таблицам из [1] для выбранного проводника и вида его прокладки по длительно допустимому току выбирается сечение проводника по условию.

Выбранное сечение должно быть проверено по минимально допустимому сечению по условиям механической прочности:

Минимальное сечение, допустимое по механической прочности для проводов и кабелей с алюминиевыми жилами на напряжение 0,4 кВ [1].

Кабели, питающие РП и шинопровод прокладываются в трубе. Выбранные кабели для питания РП и РШ представлены в таблице 19. Использованные данные взяты из таблиц 9-13, 16-18.

Таблица 19

№ РП

Ip, А

Iдоп, А

Кабель

РП1

194,79

234,6

АВВГ-1 4х95+1x50

РП2

188,49

193,2

АВВГ-1 4х70+1x35

РП3

72,82

82,8

АВВГ-1 5х16

РП4

99,63

105,8

АВВГ-1 4х25+1x16

РП5

32,29

34,96

АВВГ-1 5х4

РП6

13,98

25,76

АВВГ-1+5х2,5

РП7

87,64

105,8

АВВГ-1 4х25+1x16

РШ

304,94

308,2

АВВГ-1 3х150+2x70

Для выбора сечения проводников, питающих оборудование, необходимо найти ток, который будет протекать по проводнику при номинальном режиме работы оборудования:

,

где: - расчетная мощность, которая равная номинальной, если приемник работает в длительном режиме. Если приемник работает в повторно - кратковременном режиме:

,

где ПВ - продолжительность включения в процентах.

Все приемники работают с ПВ=100%, за исключением приемников №9, 19 и 22, которые работают в повторно-кратковременном режиме с ПВ=40% и №39 с ПВ=65%.

Данные по выбору сечений, при условии прокладки в коробе, указаны в таблице 20.

Таблица 20

кол-во

Pном, кВт

?, %

cos?

tg?

Рр, кВт

Sp, кВА

Ip, А

Iдоп, А

Провод АПВ

1

2

10

87,5

0,5

1,73

11,43

22,86

34,73

40,80

5(1х16)

2

1

2,8

82

0,5

1,73

3,41

6,83

10,38

12,92

5(1х2,5)

3

4

3

82

0,5

1,73

3,66

7,32

11,12

12,92

5(1х2,5)

4

4

2,8

82

0,5

1,73

3,41

6,83

10,38

12,92

5(1х2,5)

5

2

9,585

87,5

0,65

1,17

10,95

16,85

25,61

31,96

5(1х10)

6

1

11,125

87,5

0,5

1,73

12,71

25,43

38,63

40,80

5(1х16)

7

2

10

87,5

0,5

1,73

11,43

22,86

34,73

40,80

5(1х16)

8

2

7

87,5

0,5

1,73

8,00

16,00

24,31

31,96

5(1х10)

9

1

7,46

87,5

0,5

1,73

8,53

17,06

25,92

28,56

КГ(5х6)

10

2

7

87,5

0,5

1,73

8,00

16,00

24,31

31,96

5(1х10)

11

2

4,5

85,5

0,5

1,73

5,26

10,53

15,99

19,04

5(1х4)

12

1

11

87,5

0,5

1,73

12,57

25,14

38,20

40,80

5(1х16)

13

2

4,625

85,5

0,5

1,73

5,41

10,82

16,44

19,04

5(1х4)

14

4

1,125

75

0,5

1,73

1,50

3,00

4,56

12,92

5(1х2,5)

15

2

4,5

85,5

0,5

1,73

5,26

10,53

15,99

19,04

5(1х4)

16

5

1,7

75

0,5

1,73

2,27

4,53

6,89

12,92

5(1х2,5)

17

2

10

87,5

0,8

0,75

11,43

14,29

21,70

31,96

5(1х10)

18

3

3

85,5

0,5

1,73

3,51

7,02

10,66

12,92

5(1х2,5)

19

1

6,32

87,5

0,5

1,73

7,23

14,46

21,96

28,56

КГ(5х6)

20

2

7,125

87,5

0,5

1,73

8,14

16,29

24,74

31,96

5(1х10)

21

2

4,5

85,5

0,5

1,73

5,26

10,53

15,99

19,04

5(1х4)

22

1

6,32

87,5

0,5

1,73

7,23

14,46

21,96

28,56

КГ(5х6)

23

2

4,5

85,5

0,5

1,73

5,26

10,53

15,99

19,04

5(1х4)

24

2

7

87,5

0,8

0,75

8,00

10,00

15,19

19,04

5(1х4)

25

2

20

100

0,4

2,29

20,00

50,00

75,97

88,40

3(1х50) 2(1x25)

26

2

6

100

0,95

0,33

6,00

6,32

9,60

12,92

3(1х2,5)

27

2

14

100

0,65

1,17

14,00

21,54

32,72

40,80

3(1х16)

28

2

4,5

85,5

0,8

0,75

5,26

6,58

10,00

12,92

5(1х2,5)

29

2

7

87,5

0,65

1,17

8,00

12,31

18,70

21,76

5(1х6)

30

3

20

90

0,85

0,62

22,22

26,14

39,72

40,80

3(1х16)

31

2

12,95

87,5

0,5

1,73

14,80

29,60

44,97

54,40

5(1х25)

32

2

7,125

87,5

0,5

1,73

8,14

16,29

24,74

31,96

5(1х10)

33

2

4,5

85,5

0,5

1,73

5,26

10,53

15,99

19,04

5(1х4)

34

2

10

87,5

0,8

0,75

11,43

14,29

21,70

31,96

5(1х10)

35

1

10

87,5

0,5

1,73

11,43

22,86

34,73

40,80

5(1х16)

36

2

7,125

87,5

0,5

1,73

8,14

16,29

24,74

31,96

5(1х10)

37

3

4,5

85,5

0,5

1,73

5,26

10,53

15,99

19,04

5(1х4)

38

2

7

87,5

0,8

0,75

8,00

10,00

15,19

19,04

5(1х4)

39

4

23,38

75

0,7

1,02

30,10

43,00

65,33

88,40

2(1х50)

1(1х25)

40

2

3,4

85,5

0,5

1,73

3,98

7,95

12,08

19,04

5(1х4)

41

2

4,5

85,5

0,8

0,75

5,26

6,58

10,00

12,92

5(1х2,5)

42

3

25

90

0,85

0,62

27,78

32,68

49,65

54,40

3(1х25)

43

2

20

90

0,65

1,17

22,22

34,19

51,94

54,40

5(1х25)

Для питания подъемно-транспортного оборудования (кран-балки №9, 19, 22) данного цеха используется гибкий кабель типа КГ.

Для питания щита освещения был выбран провод АПВ-1х16. Из расчета, что длина провода L=37м сопротивление провода R=41,7Ом.

Сечения кабелей до некоторых РП принимаются по наибольшему отходящему.

№ РП

Кабель

РП5

АВВГ 5(1х10)

РП6

АВВГ 5(1х4)

РП7

АВВГ 3х50+2х25

6.2 Электрический расчет режима для выбранного варианта схемы

Совокупность таких характеристик, при которых приемники электроэнергии способны выполнять заложенные в них функции, объединены под общим понятием качества электроэнергии. Одним из важнейших показателей качества электроэнергии является отклонение напряжения. Под отклонением напряжения понимают разность между фактическим и номинальным значением напряжения:

В соответствии с ГОСТ 13109-99 нормируются нормально допустимые и предельно допустимые отклонения напряжения. В течении 95% времени суток отклонения напряжения не должны превосходить нормально допустимые и в течении всех суток не должны превосходить предельно допустимые. В сетях напряжением до 1000 В нормально допустимое отклонение напряжения -, предельно допустимое отклонение напряжения -.

Рассмотрение режима напряжения состоит в том, что в нормальном и послеаварийном режимах напряжение на зажимах электроприемников не должны превосходить или быть ниже нормально допустимых значений.

Расчет отклонений напряжений произведодится для режимов максимальных и минимальных нагрузок в характерных точках схемы, т.е. точках в которых оно будет достигать своих предельных значений.

Потери напряжения на участке сети определяются по формуле:

,

где R, X - активное и реактивное сопротивления участка сети;

P, Q - расчетные активная и реактивная мощности в начале участка сети, на котором определяется потеря напряжения.

Максимальные потери напряжения до точки в конце шинопровода с равномерно распределенной нагрузкой по ее длине определятся по формуле:

,

где R, X - активное и реактивное сопротивления всей ветви шинопровода;

P, Q - расчетные активная и реактивная мощности в начале ветви шинопровода, на которой определяется потеря напряжения.

Напряжение в конце рассматриваемого участка схемы определится как разность между напряжением в начале участка и потерей напряжения на данном участке: .

Исходными данными для расчета служат: схема электрических соединений сети, номинальные мощности ЭП, расчетная мощность цеха и значения напряжения на шинах источника питания для расчетных режимов: нормальных режимов максимальных и минимальных нагрузок, а также послеаварийного режима.

Схема замещения сети представлена на рисунке 3.

6.2.1 Расчет отклонений напряжения в режиме максимальных нагрузок

Напряжение на шинах ГПП в режиме максимальных нагрузок принимается равным:

кВ

Мощность, передаваемая по кабелю, питающему ТП, равна расчетной мощности

кВА

Сопротивление трансформатора:

Данные по трансформатору приведены в таблице 11.

где uк - напряжение короткого замыкания трансформатора,

Sном - номинальная мощность трансформатора;

Uном - номинальное напряжение трансформатора,

ДРк - потери мощности короткого замыкания.

Потери напряжения в кабельной линиии до трансформатора:

В

Потери напряжения в трансформаторе:

В

Напряжение на стороне низшего напряжения трансформатора, приведенное к высшему:

В

Напряжение на стороне низшего напряжения трансформатора, находится из условия, что устройство ПБВ находится в нулевом положении:

В

Расчет отклонения напряжения на зажимах электроприемника №42

Сопротивление кабеля, питающего РП1:

мОм

Потери напряжения в кабеле:

В

Действительное значение напряжения на РП1:

В

Сопротивление проводов, питающих электроприемник №42:

мОм;

Потери напряжения в проводах:

В

Действительное значение напряжения на зажимах электроприемника №42:

В

Отклонение напряжения от номинального на данном электроприемнике:

.

Результаты расчета режима максимальных нагрузок для остальных электроприемников приведены в таблице 21.

Таблица 21

Обозначение на схеме

Рр, кВт

Qp, квар

R, мОм

Q, мОм

ДU, В

Uк, В

дU, %

0-1

211,63

95,61

2,716 Ом

0,158 Ом

59

-

-

1-2

211,63

95,61

4,96 Ом

17,3 Ом

270,37

406,84

7,06

2-3

31,38

-

42,55

-

3,51

403,31

6,13

2-4

61,88

-

9,15

-

1,49

405,34

6,67

4-5

32,68

-

37,20

-

3,20

402,14

5,83

2-6

59,88

-

7,75

-

1,22

405,60

6,74

6-7

10

-

178,58

-

4,70

400,90

5,50

2-8

23,13

-

50,54

-

3,08

403,75

6,25

8-9

14,29

-

42,82

-

1,61

402,14

5,83

2-10

41,42

-

17,86

-

1,95

404,88

6,55

10-11

12,31

-

190,09

-

6,16

398,72

4,93

2-12

105,96

-

3,06

-

0,85

405,97

6,83

12-13

31,75

54,92

15,04

15,04

1,71

404,26

6,38

13-14

14,29

-

8,73

-

2,05

402,21

5,84

13-15

17,06

-

212,58

-

11,00

393,25

3,49

13-16

10,26

-

15,40

-

0,72

403,54

6,20

16-17

7,02

-

228,16

-

4,21

399,33

5,09

16-18

14,46

-

194,69

-

7,41

396,13

4,25

16-19

16,29

-

28,00

-

1,20

402,34

5,88

12-20

54,08

93,6

7,35

7,35

1,43

404,54

6,46

20-21

6,58

-

173,60

-

4,44

400,11

5,29

20-22

52,24

-

1,67

-

0,83

399,28

5,07

22-23

10

-

185,25

-

4,88

394,40

3,79

22-24

14,46

-

132,64

-

5,05

394,23

3,74

20-25

4,44

-

19,27

-

0,23

404,32

6,40

25-26

3

-

326,12

-

2,57

401,74

5,72

где Uк - напряжение в конце участка.

6.2.2 Расчет отклонений напряжения в режиме минимальных нагрузок

Напряжение на шинах ГПП в режиме минимальных нагрузок принимается равным номинальному:

кВ

Расчетные мощности по цеху и РП составляют 50 % от расчетных мощностей в режиме максимальных нагрузок [21].

кВА

Исходя из того, что полученная реактивная мощность меньше мощности конденсаторной батареи, необходимо убрать одну ступень КБ. Тогда реактивная мощность по цеху: РЦ = 104,06 - 112,5 - 12,5 = 4,06 квар

Потери напряжения в кабельной линии до трансформатора:

В

Потери напряжения в трансформаторе:

В

Напряжение на стороне низшего напряжения трансформатора, приведенное к высшему:

В

Напряжение на стороне низшего напряжения трансформатора, находится из условия, что устройство ПБВ находится в нулевом положении:

В

Расчет отклонения напряжения на зажимах электроприемника №42

Потери напряжения в кабеле:

В

Действительное значение напряжения на РП1:

В

Действительное значение напряжения на зажимах электроприемника №42:

В

Отклонение напряжения от номинального на данном электроприемнике:

.

Результаты расчета режима минимальных нагрузок для остальных электроприемников приведены в таблице 22.

Таблица 22

Обозначение на схеме

Рр, кВт

Qp, квар

R, мОм

ДU, В

Uк, В

дU, %

0-1

105,815

4,06

2,716 Ом

0,158 Ом

29,5

-

-

1-2

105,815

4,06

4,96 Ом

17,3 Ом

135,19

393,41

3,53

2-3

31,38

-

42,55

3,51

392,95

3,41

2-4

30,94

-

9,15

0,75

395,72

4,14

4-5

32,68

-

37,20

3,20

392,52

3,30

2-6

29,94

-

7,75

0,61

395,86

4,17

6-7

10

-

178,58

4,70

391,16

2,94

2-8

11,565

-

50,54

1,54

394,93

3,93

8-9

14,29

-

42,82

1,61

393,32

3,51

2-10

20,71

-

17,86

0,97

395,49

4,08

10-11

12,31

-

190,09

6,16

389,34

2,46

2-12

52,98

-

3,06

0,43

396,04

4,22

12-13

15,875

27,46

15,04

0,63

395,41

4,06

13-14

14,29

-

8,73

2,05

393,36

3,52

13-15

17,06

-

212,58

11,00

384,41

1,16

13-16

5,13

-

15,40

0,51

394,90

3,92

16-17

7,02

-

228,16

4,21

390,69

2,81

16-18

14,46

-

194,69

7,41

387,50

1,97

16-19

16,29

-

28,00

1,20

393,70

3,61

12-20

27,04

46,8

7,35

0,52

395,52

4,08

20-21

6,58

-

173,60

4,44

391,08

2,92

20-22

26,12

-

1,67

0,75

390,33

2,72

22-23

10

-

185,25

4,88

385,45

1,43

22-24

14,46

-

132,64

5,05

385,28

1,39

20-25

2,22

-

19,27

0,11

395,41

4,05

25-26

3

-

326,12

2,57

392,83

3,38

6.2.3 Расчет отклонений напряжения в послеаварийном режиме


Подобные документы

  • Краткая характеристика цеха, описание технологического процесса, определение категории электроснабжения. Выбор величины питающего напряжения и схемы электроснабжения цеха. Расчет электрических нагрузок, выбор компенсирующего устройства, трансформаторов.

    курсовая работа [38,5 K], добавлен 10.01.2010

  • Проектирование ремонтно-механического цеха. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций, сбор электрических нагрузок цеха. Компенсация реактивной мощности. Расчет параметров, выбор кабелей марки ВВГ и проводов марки АПВ распределительной сети.

    курсовая работа [281,7 K], добавлен 19.08.2016

  • Определение расчетной электрической нагрузки смолоперерабатывающего цеха. Схема внешнего и внутрипроизводственного электроснабжения цеха. Выбор оптимального числа трансформаторов на трансформаторных подстанциях с учетом компенсации реактивной мощности.

    дипломная работа [1,9 M], добавлен 21.07.2011

  • Выбор и обоснование схемы электроснабжения ремонтного цеха, анализ его силовой и осветительной нагрузки. Определение числа и мощности силовых трансформаторов подстанции. Расчет токов короткого замыкания, проверка электрооборудования и аппаратов защиты.

    курсовая работа [9,8 M], добавлен 21.03.2012

  • Сведения об электрических нагрузках цеха. Выбор принципиальной схемы внутрицеховой электросети. Определение расчетной нагрузки по методу упорядоченных диаграмм. Выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ.

    курсовая работа [350,1 K], добавлен 10.02.2015

  • Характеристика ремонтно-механического цеха. Описание схемы электроснабжения. Конструкция силовой и осветительной сети. Расчет освещения и электрических нагрузок. Выбор числа и мощности трансформаторов, места расположения, оборудования питающей подстанции.

    курсовая работа [681,5 K], добавлен 13.01.2014

  • Характеристика электрооборудования, обеспечивающего электроснабжение технологического процесса. Определение расчетной электрической нагрузки от силовых электроприемников. Расчет и выбор высоковольтного электрооборудования, цеховых трансформаторов.

    дипломная работа [675,8 K], добавлен 25.09.2013

  • Описание технологического процесса обеспечения электроснабжения ремонтно-механического цеха. Выбор напряжения и рода тока. Расчёт числа и мощности трансформаторов, силовой сети, ответвлений к станкам. Выбор и проверка аппаратуры и токоведущих частей.

    курсовая работа [45,5 K], добавлен 09.11.2010

  • Расчет электроснабжения ремонтно-механического цеха. Оценка силовых нагрузок, освещения, выбор трансформаторов, компенсирующих устройств, оборудования на стороне низшего напряжения. Построение карты селективности защиты, заземление и молниезащита цеха.

    курсовая работа [463,4 K], добавлен 27.10.2011

  • Характеристика потребителей электроэнергии. Расчет индивидуальных цеховых нагрузок. Обоснование схемы электроснабжения цеха. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов и компенсирующих устройств. Расчет сети высокого напряжения и сечения проводников.

    курсовая работа [209,0 K], добавлен 27.11.2013

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