;

- 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 (F_Э) 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 U_НОМ =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

Общие приведенные затраты по 1 варианту:

Вариант №2. (S_Тном=400кВА)

Приведенные потери в трансформаторе:

Потери электроэнергии в трансформаторе:

.

Потери электроэнергии в линиях:

.

Определяется экономическое сечение (F_Э) 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: I_доп = 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 (S_Тном=160кВА).

Приведенные потери в трансформаторе:

;

.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

;

Потери электроэнергии в конденсаторных установках:

Потери электроэнергии в линиях:

Определяется экономическое сечение (F_Э) 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. (S_Тном=250кВА)

Приведенные потери в трансформаторе:

;

.

Потери электроэнергии в трансформаторе:

.

Потери электроэнергии в линиях:

.

Определяется экономическое сечение (F_Э) 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: I_доп = 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

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

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

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:

P_ном = 3 • 56кВт = 168кВт

Данные по РП2 представлены в таблице 10.

Таблица 10

Данные по РП3 указаны в таблице 11.

Таблица 11

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

Данные по РП5 представлены в таблице 13.

Таблица 13

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

Таблица 14

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 Р_ном = 14 + 14 + 6 + 6 = 40кВт.

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

Таблица 15

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

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

Таблица 16

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

Таблица 17

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

Таблица 18

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

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

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.

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 u_к - напряжение короткого замыкания трансформатора,

S_ном - номинальная мощность трансформатора;

U_ном - номинальное напряжение трансформатора,

ДР_к - 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

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: Р_Ц = 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

6.2.3 Расчет отклонений напряжения в послеаварийном режиме