Электроснабжение судоремонтного завода

Цех.dwg

Условные обозначения:
Кран мостовой Pн = 9 кВт Iн = 30
Манипуляторы электрические Pн = 3
Точильно-шлифовал. станок Pн = 2 кВт Iн = 6
Настольно-сверлил. станок Pн = 2
Токарный полуавтомат Pн = 10 кВт Iн = 33
От ТП2 ААШв-3х16 L=310 м
АПвВГ-3х10+1х6 L=39 м
АПвВГ-3х95+1х50 L=47 м
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СУДОРЕМОНТНОГО ЗАВОДА
Ремонтно-механический цех
ДЕПАРТАМЕНТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРОТЕХНИКИ
Манипуляторы электрические
Точильно-шлифовальные станки
Настольно-сверлильные станки
Токарные полуавтоматы
Слиткообдирочные станки
Горизонтально- фрезерные станки
Продольно-строгальные станки
Анодно-механические станки

Ген.план.dwg

Боковой эллинг для постройки и ремонта судов
хАПВГ-3х150+1х70 L=0
Условные обозначения:
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СУДОРЕМОНТНОГО ЗАВОДА
ДЕПАРТАМЕНТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРОТЕХНИКИ
Деревообделочный цех
Компрессорная станция (10 кВ - СД)
Ремонтно-механический цех
Кузнечный и механический цехи
Гараж и пожарное депо
Корпусно-котельный цех
Литейный цех (10 кВ -электропечи)
Гальванический и трубомедный цехи
Сборочно-установочный
такелажно- парусный цехи
Конторские помещения

мой[ЗАПИСКА](14.01.2017).docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ МОЛДОВЫ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ МОЛДОВЫ
ФАКУЛЬТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРОИНЖЕНЕРИИ
КАФЕДРА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ТЕМА: ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СУДОРЕМОНТНОГО ЗАВОДА
ПРЕДМЕТ: ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Студент группы ЕЕ-133 СЫРБУ Н. И.
Доктор технических наук ТЕРЗИ И. З.
ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ4
ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ И ЦЕХА5
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРЕДПРИЯТИЯ И ЦЕХА6
1 Определение расчетных электрических нагрузок цеха6
2 Определение расчетных электрических нагрузок предприятия9
3 Построение картограммы нагрузок10
4 Определение нагрузки на шинах ВН и НН10
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ12
1 Выбор напряжения внешнего электроснабжения12
1.1 Определение технико-экономических показателей I варианта-35 кВ13
1.2 Определение технико-экономических показателей I варианта-110 кВ16
2 Выбор напряжения внутризаводского электроснабжения19
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ20
1 Выбор цеховых трансформаторов20
2 Выбор места для цеховых трансформаторных подстанций21
3 Разработка схем внутреннего электроснабжения22
4 Технико-экономическое сравнение вариантов внутреннего электроснабжения22
4.3 Расчет технико-экономических параметров для I варианта электроснабжения23
4.4 Расчет технико-экономических параметров для II варианта электроснабжения25
5 Выбор марок кабелей для питания двигателей на 10 кВ.27
6 Выбор марок кабелей для питания СП на 04 кВ.27
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВНУТРИЦЕХОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ28
1 Электроснабжения ремонтно-механического цеха28
2 Выбор электрооборудования на напряжение 04 кВ28
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ31
ПРОВЕРКА СЕЛЕКТИВНОСТИ ЗАЩИТ34
ВЫБОР АППАРАТУРЫ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ36
1 Выбор выключателей на 10 кВ в цепи питающих кабельных линии 10 кВ36
2 Проверка кабеля на участке ТП2 – ТП137
3 Выбор трансформатора тока на 10 кВ38
4 Выбор трансформатора напряжения на 10кВ40
5 Выбор аппаратов ОРУ 35 кВ40
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ42
1 Расчет пропускной способности трансформаторов и выбор КУ42
2 Расходная часть баланса43
3 Приходная часть баланса43
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ45
Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электрических станций.
Развитие и усложнение структуры систем электроснабжения возрастающие требования к экономичности и надежности их работы в сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электроэнергии широкое внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на базе современной вычислительной техники диктуют необходимость совершенствования промышленной электроэнергетики.
Возникает необходимость создания экономичных надежных систем электроснабжения промышленных предприятий освещения автоматизированных систем управления электроприводами и технологическими процессами; внедрения микропроцессорной техники элегазового и вакуумного электрооборудования новых комплектных преобразовательных устройств.
Системой электроснабжения (СЭС) называются совокупность взаимосвязанных электроустановок предназначенных для производства передачи и распределения электроэнергии.
Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников электрической энергии к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов электрические печи электролизные установки аппараты и машины для электрической сварки осветительные установки и другие промышленные приемники электроэнергии.
По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включаются сети высоких напряжений распределительные сети а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей выбора мощности трансформаторов методика определения электрических нагрузок выбора напряжений сечений проводов и жил кабелей и т.п.
Курсовое проектирование направлено на систематизацию и расширение теоретических знаний студентов развитие аналитического и творческого мышления в ходе которого развиваются навыки самостоятельного решения инженерных задач и практического применения теоретических знаний.
В данном курсовом проекте разрабатывается электроснабжение судоремонтного завода и детальная проработка ремонтно-механического цеха (РМЦ).
ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Исходные данные на проектирование:
Генеральный план завода – лист 1 формата А1.
Сведения об электрических нагрузках завода – табл. П.1.
Ведомость электрических нагрузок ремонтно-механического цеха (вариант задания указывается преподавателем).
Питание возможно осуществить от подстанции энергосистемы на которой установлены два двухобмоточных трансформатора мощностью 4000 кВА каждый с первичным напряжением 35 кВ и вторичным – 10 кВ.
Мощность системы 450 МВА; реактивное сопротивление системы на стороне 35 кВ отнесённое к мощности системы 08.
Стоимость электроэнергии 157 лейкВт·ч. [1 лей = 50 у.е.]
Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 113 км.
Данные электроприемников указаны в табл. П.2.
Расположение основного оборудования электромеханического цеха – лист 2 формата А1.
ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ И ЦЕХА
Темой данного проекта является проектирование системы электроснабжения судоремонтного завода. Основные задачи решаемые при проектировании системы электроснабжения заключаются: в правильном выборе рационального напряжения для системы внешнего электроснабжения и внутреннего электроснабжения предприятия определение электрических нагрузок высоких требований к бесперебойности электроснабжения рационального выбора числа и мощности трансформаторов правильное построение схемы электроснабжения соответствующей высокому уровню надёжности.
В технологической цепочке по выпуску продукции участвуют следующие цеха и участки: Материальный склад Склад сухого дерева Лесосушилка Деревообделочный цех Столовая и магазин Компрессорная станция (10 кВ – синхронные двигатели) Склад угля Ремонтно-механический цех Кузнечный и механический цехи Гараж и пожарное депо Корпусно-котельный цех Лаборатории Литейный цех (10 кВ -электропечи) Модельный цех Склад моделей Гальванический и трубомедный цехи Сборочно-установочный малярный такелажно- парусный цехи Конторские помещения. Все приемники электрической энергии в данных цехах потребляют трехфазный переменный ток частотой 50 Гц напряжением 380 В и 10 кВ.
Ремонтно-механический цех (РМЦ) предназначен для подготовки заготовок из металла для электрических машин с последующей их обработкой различными способами.
Он является одним из цехов судоремонтного завода выплавляющего и обрабатывающего· металл. РМЦ имеет станочное отделение в котором оборудование: слиткообдирочные установлено штатное токарные фрезерные строгальные анодно-механические станки и др.
В цехе предусмотрены помещения для цеховой ТП вентиляторной инструментальной для бытовых нужд и пр.
Количество рабочих смен – 2.
Потребители ЭМЦ цеха имеют 2 и 3 категорию надежности ЭСН.
Каркас здания цеха смонтирован из блоков-секций длиной 8 и 6 м каждый.
Размеры цеха АхВхН = 48х30х9 м.
Перечень оборудования ЭМЦ дано в табл. П.2.
Мощность электропотребления указана для одного электроприемника.
Расположение основного оборудования – лист 2 формата А1.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПРЕДПРИЯТИЯ И ЦЕХА
Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. Необходимость определения ожидаемых (расчетных) нагрузок промышленных предприятий вызвана неполной загрузкой некоторых ЭП не одновременностью их работы случайным вероятностным характером включения и отключения ЭП зависит от особенностей технологического процесса.
Правильное определение электрических нагрузок является основой рационального построения и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения эксплуатационные расходы надежность работы электрооборудования.
1Определение расчетных электрических нагрузок цеха
Расчетные нагрузки для РМЦ рассчитываем методом упорядоченных диаграмм с применением ЭВМ. Исходные данные и результаты расчета на ЭВМ приведены в табл. П.3 – П.5. В качестве проверки приведен расчет нагрузки одного узла методом упорядоченных диаграмм.
Мощность мостовых кранов задана в кВА с продолжительность включения требуется привести к установленной активной мощности определяется по формуле 2.3 [3 с. 72]:
Производится деление электроприемников (ЭП) по узлам и группам с учетом характеристик ЭП и их территориального расположения. Основными ЭП РМЦ являются трехфазные станки. ЭП равномерно распределены по цеху.
Расчет нагрузки узла методом упорядоченных диаграмм возможен в тех случаях когда известны номинальные данные всех ЭП режим работы и их размещение на генплане цеха.
Средняя активная нагрузка узла за наиболее загруженную смену определяется по [1 формула 2.15 с. 16]:
где: – суммарная номинальная (установленная) активная мощность ЭП входящих в узел;
– коэффициент использования активной мощности группы ЭП [2 табл. 1.7 с. 16].
Средняя реактивная мощность узла определяется по [1 формула 2.16 с. 36]:
где: – тангенс угла в зависимости от косинуса
где: – коэффициент мощности узла. Согласно табл. 1.7 [2 с. 16]
Средневзвешенное значение коэффициента использования по узлу определяем согласно [1 формула 2.6 с. 35]:
Для определения эффективного числа электроприемников на начальной стадии следует определить величину
где: – отношение номинальной мощности самого мощного электроприемника в узле к номинальной мощности самого маломощного электроприемника в узле определяем согласно [1 формула 2.30 с. 49];
Согласно правилам при и определяется следующим образом:
Вводится понятие относительно эффективного числа ЭП .
где: – относительное число ЭП узла мощность каждого из которых не менее половины мощности наибольшего ЭП;
– относительная мощность наибольших ЭП;
где: – число ЭП в узле номинальная мощность которых составляет половину и более от номинальной мощности наиболее мощного ЭП в узле;
– реальное число ЭП;
– суммарная номинальная мощность этих ЭП;
– суммарная номинальная мощность ЭП;
По полученным значениям и согласно [2 табл. 1.5 с. 9]
Проверим по [1 формула 2.29 c. 49]:
По известной величине и согласно [2 табл. 1.8 с. 17] определяется коэффициент максимума активной мощности
С учетом определяется расчетная максимальная нагрузка (получасовой максимум) определяем согласно [3 формуле 2.10 с. 83]:
Согласно правилам при расчетная реактивная мощность узла определяется по формуле:
где: – средневзвешенное значение.
К данному узлу также подключена осветительная нагрузка.
Расчетная активная нагрузка осветительной сети:
где: – удельная мощность (плотность) осветительной нагрузки определяется согласно [2 табл. 1.11 с. 18];
– коэффициент спроса осветительной нагрузки определяется согласно [2 табл. 1.10 с. 18];
Полная расчетная мощность узла:
Определения значения коэффициента мощности узла:
Определения расчетного тока в узле:
Расчетные нагрузки остальных узлов рассчитываются аналогично и приводятся в табл. П.5. На основании полученных результатов окончательно намечаем места установки распределительных пунктов и наносим их на генплан цеха.
2Определение расчетных электрических нагрузок предприятия
Расчет электрических нагрузок остальных цехов и предприятия в целом осуществлен методом коэффициента спроса при помощи ЭВМ. Исходные данные и результаты расчетов на приведены в табл. П.6-П.7. Методом коэффициента спроса пользуются для оценочных расчетов максимальных нагрузок промышленных предприятий на высшем напряжении схемы электроснабжения. Метод требует знания установленной мощности цеха в целом коэффициента спроса и коэффициента спроса на освещение. Значения Кс приведены в [2 табл. 1.6 с.10].
Пример расчета электрических нагрузок методом коэффициента спроса для модельного цеха:
Определяем расчётную активную мощность согласно [3 формуле 2.25 с. 99]:
где: – установленная(номинальная) мощность модельного цеха ;
– коэффициент спроса определяется согласно [2 табл. 1.6 с. 10];
Определяем расчётную реактивную мощность:
где: – тангенс угла в зависимости от косинуса ;
где: – коэффициент мощности узла определяется согласно табл. 1.6 [2 с. 10];
Определяем расчётную активную нагрузку осветительной сети:
Определяем полную расчетную мощность модельного цеха:
Расчетные нагрузки остальных цехов рассчитываются аналогично.
Определяем расчётную активную нагрузку осветительной сети незастроенной территории:
где: – удельная мощность (плотность) осветительной нагрузки определяется согласно табл. 1.11 [2 с. 18];
– площадь незастроенной территории завода;
3Построение картограммы нагрузок
В качестве примера приведём расчет для первого цеха.
Для построения картограммы нагрузок определяем радиус круга:
где: – масштаб для определения площади круга;
Угол сектора осветительной нагрузки:
Аналогично проводим расчёты для других цехов и вносим в табл. П.7.
4Определение нагрузки на шинах ВН и НН
Потери активной мощности в цеховых трансформаторах принимаем 2% от расчетной мощности а потери активной мощности в линиях 3% от суммарных расчетных активных мощностей:
Расчетная активная нагрузка на шинах НН ГПП(РП) предприятия:
Расчетная реактивная нагрузка на шинах НН ГПП(РП) предприятия:
Полная расчетная нагрузка на шинах низкого напряжения ГПП (РП):
Расчетная активная нагрузка на шинах ВН ГПП(РП) предприятия:
Расчетная реактивная нагрузка на шинах ВН ГПП(РП) предприятия:
Реактивная нагрузка предоставляемая энергосистемой:
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ
Самой важной задачей в электроснабжении промышленных предприятий является выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия напряжения внутреннего распределения энергии и напряжения цеховой сети. С помощью напряжений определяются параметры линий электропередачи и выбираемого оборудования подстанций и сетей. Это является основным моментом в определении размеров инвестиций потерях электроэнергии эксплуатационные расходы и расход цветного металла.
1Выбор напряжения внешнего электроснабжения
Выбор напряжения питающих и распределительных сетей определяется по таким параметрам как: мощность потребляемая предприятием удаленность предприятия от источника питания (особенно для небольших и средних предприятий) количества и единичной мощности электроприемников.
При получении электроэнергии от источника питания при двух и более напряжениях напряжение следует выбирать на основании технико–экономического сравнения вариантов.
При равенстве затрат или небольшом преимуществе сети более низкого напряжения предпочтение отдается сети более высокого напряжения так как при том значительно снижаются потери в ЛЭП.
Приближенно напряжение можно определить по формуле Стилла:
где: – расстояние от предприятия до источника питания;
– расчетная мощность передаваемая по одной цепи
В зависимости от конструкции линии мощность передаваемая по одной цепи может изменяться в зависимости от количества цепей предусмотренных конструкцией.
В случае двухцепной линии:
Рассматриваем два варианта электроснабжения предприятия:
I вариант – напряжением 35 кВ двухцепной воздушной линией;
II вариант – напряжением 110 кВ двухцепной воздушной линией.
1.1Определение технико-экономических показателей I варианта-35 кВ
Питание предприятия осуществляется по двухцепной ВЛ 35 кВ длиной .
Определяем ток в одной цепи линии при нормальном режиме работы:
Определяем сечение провода по экономической плотности тока согласно [6 4.26 c.232]:
где: – экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов при числе использования максимума нагрузки [9 табл. 2-3 с. 44] согласно [6 табл. 4.5 c.233].
Так как минимальное сечение провода двухцепной ВЛ 35кВ составляет принимаем провод АС-7011 для которого [6 табл. П3.3 с. 624].
Определяем ток в воздушной линии в аварийном режиме при отключении одной из линий
Расчетные данные ВЛ 35 кВ со сталеалюминевыми проводами [10 табл. 3.8 с. 87]:
Определяем падение напряжения в нормальном и аварийном режимах:
Определяем потери мощности в нормальном режиме в линии:
– коэффициент загрузки линии;
– потери мощности на 1 км линии согласно [12 табл. П4 с. 440];
Для данного варианта электроснабжения предприятия необходимо соорудить ГПП с двумя понижающими трансформаторами 3510 кВ.
Мощность трансформаторов:
где: – число трансформаторов подстанции;
– коэффициент загрузки трансформаторов для трансформаторов ГПП.
В качестве ГПП выбирается КТП c трансформаторами типа 2хТМН-400035 [2 табл. 5.13 с. 124].
Потери мощности в трансформаторах ГПП:
где: – переменные потери мощности;
где: – мощность на которую загружен трансформатор;
где: – постоянные потери мощности;
Потери энергии в линии составляют:
где: – время максимальных потерь;
– годовое число использования максимума нагрузки;
– число часов в году;
Потери энергии в трансформаторах ГПП составляют:
Суммарная стоимость потерь электроэнергии:
где: – стоимость электроэнергии;
Суммарные инвестиции определяются:
где: – инвестиции в КТП;
– инвестиции в линию;
– эквивалентные инвестиции.
– стоимость КТП [12 табл. П17 с. 452];
– стоимость сооружения 1 км линии. Рассматриваем двухцепную линию на железобетонных опорах [12 табл. П4 с. 440];
где: – потери мощности в трансформаторах и линии;
– стоимость 1 кВт установленной мощности на электростанции эталон;
Годовые затраты на обслуживание и ремонт определяются по формуле:
где: – отчисления на обслуживание и ремонт КТП [13 табл. 3 с. 52];
– отчисления на обслуживание и ремонт воздушной линии [13 табл. 3 с. 52];
– инвестиции в трансформаторную подстанцию;
– инвестиции в линию.
Годовые затраты составляют:
Годовая ставка на обслуживание кредита определяется по формуле:
где: – банковский процент на кредит при продолжительности нормативного срока службы и [13 ANEXA 2 с. 252];
Расчетные годовые затраты составляют:
1.2Определение технико-экономических показателей I варианта-110 кВ
Питание предприятия осуществляется по двухцепной ВЛ 110 кВ длиной .
Определяем сечение провода по экономической плотности тока согласно 4.26 [6 c.232]:
Так как минимальное сечение провода двухцепной ВЛ 110 кВ составляет принимаем провод АС-7011 для которого [6 табл. П3.3 с. 624].
Определяем ток в воздушной линии в аварийном режиме при отключении одной из линий^
Расчетные данные ВЛ 110 кВ со сталеалюминевыми проводами [10 табл. 3.8 с. 87]:
Для данного варианта электроснабжения предприятия необходимо соорудить ГПП с двумя понижающими трансформаторами 11010 кВ.
В качестве ГПП выбирается КТП c трансформаторами типа 2хТМН-6300110 [2 табл. 5.13 с. 124].
Потери мощности в трансформаторах ГПП
где: – банковский процент на кредит при продолжительности нормативного срока службы и [13 Ane
Результаты технико-экономического сравнения вариантов представлены в табл. П.8.
На основании технико-экономического сравнения вариантов принимаем напряжение внешнего электроснабжения 35 кВ.
2Выбор напряжения внутризаводского электроснабжения
Для внутризаводской сети предусматривается напряжение 10 кВ. Для внутрицеховой сети принимается напряжение 04 кВ так как на данном предприятии есть высоковольтная нагрузка то не посредственно в данном цеху необходимо разместить питающие кабели для асинхронных машин 10 кВ. На цеховых трансформаторных подстанциях устанавливаются трансформаторы классов напряжения 1004 кВ. Кабельные линии на стороне 10 кВ питающие цеховые трансформаторные подстанции прокладываются в траншеях питающие высоковольтную нагрузку подвешиваются в цехе на конструкциях (лотках коробах кронштейнах и т.д.).
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ
В общем случае построение схемы внутризаводского распределения энергии носит ступенчатый характер.
Схема распределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемой объекта. Питание приемников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должно осуществляться от разных источников: подстанции РП разных секций шин одной подстанции.
При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо учитывать варианты рационального использования ячеек распределительных устройств минимальной длины распределительной линии максимальной экономии защитно-коммутационной аппаратуры.
Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы распределения электроэнергии осуществляют исходя из категорий надежности потребителей электроэнергии особенностью в режиме работы территориального размещения.
Внутризаводская сеть выполняется на напряжение 10 кВ внутрицеховая сеть выполняется на напряжение 04 кВ. Так как на предприятии нет высоковольтной нагрузки. Устанавливаются цеховые трансформаторные подстанции 1004 кВ. Принимаются к установке цеховые трансформаторные подстанции кабельные линии на стороне 10 кВ прокладываются в земляных траншеях кабели на стороне 0 4 кВ монтируются по стенам на скобах а снаружи на тросах натягиваемых между стенами зданий.
1Выбор цеховых трансформаторов
Номинальная мощность цеховых трансформаторов выбирается исходя из рациональной нагрузки трансформаторов а также по условия резервирования в аварийном режиме. Число типоразмеров трансформаторов не должно превышать трёх.
Номинальная мощность трансформаторов выбирается по условию:
где: – расчетная мощность группа нагрузок питаемые трансформаторной подстанцией;
– число трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций;
– коэффициент загрузки трансформаторов.
Анализ расчетных нагрузок всех цехов позволяет использовать трансформаторы двух типоразмеров 400 и 630 кВА. При этом некоторые цеха получают питание от трансформаторных подстанций соседних цехов.
Например при нормативном коэффициенте загрузки для нагрузок категории бесперебойности для нагрузок категории бесперебойности и для нагрузок категории бесперебойности для питания I и категории бесперебойности принимается двухтрансформаторная подстанция.
Например при нормативном коэффициенте загрузки для нагрузок II и III категории бесперебойности электроснабжения для группы цехов № 2 3 4 5 8
Номинальная мощность трансформаторов:
Полученное значение округляется до ближайшего большего стандартного значения. Таким образом принимается к установке два трансформатора ТМЗ-400 кВА.
Фактический коэффициент загрузки составляет:
При выходе из строя одного из трансформаторов оставшиеся в работе будет иметь коэффициент загрузки равный:
При выходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе не сможет полностью обеспечить питание электроприемников. Поэтому при аварии возникает необходимость в отключении малоответственных ЭП.
Мощность отключаемая при аварии:
Расчеты для остальных цеховых трансформаторных подстанции производятся аналогично результаты расчетов приведены в табл.П.9.
2Выбор места для цеховых трансформаторных подстанций
Трансформаторные подстанции максимально насколько позволяют производственные условия приближаются к центру энергетических нагрузок что позволяет построить экономичную и надежную систему электроснабжения так как сокращается протяженность сетей вторичного напряжения уменьшаются потери энергии и отклонение напряжения уменьшается зона аварий облегчается и удешевляется развитие электроснабжения так как подстанции строятся очередями по мере расширения производства.
Трансформаторные подстанции 1004 кВ в целях наибольшего приближения к электроприемникам принимаются внутрицеховыми что допускается размерами зданий и условиями среды в них. Внутрицеховые подстанции располагаются в соответствии с расстановкой оборудования и учетом расположения источника питания а также с учетом картограммы нагрузок.
3Разработка схем внутреннего электроснабжения
С целью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требуется всесторонний учет многих факторов таких как конструктивное исполнение сетевых узлов схемы способ канализации электроэнергии токи короткого замыкания при разных вариантах и др. В общем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается целесообразным применение схем с числом присоединений более двух – трех так как в этом случае усложняется коммутация и защита сети.
Схема распределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемой объекта. Питание приемников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должно осуществляться от разных источников: подстанций РП разных секций шин одной подстанции.
При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств минимальную длину распределительной сети максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.
Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей электроэнергии их территориальным размещением особенностями режимов работы.
4Технико-экономическое сравнение вариантов внутреннего электроснабжения
Технико-экономическое сравнение вариантов осуществляется методом расчетных годовых затрат (CA). Оптимальным вариантом считается вариант для которого расчетные годовые затраты минимальны.
Вариант : Трансформаторные подстанции ТП1 и ТП2 запитываются по магистрали от ГПП ТП2 и ТП3 также но по другой магистрали от ГПП.
Вариант : Цеховые трансформаторные подстанции ТП1 ТП2 ТП3 ТП4 питаются индивидуально по радиальным линиям от ГПП.
4.3Расчет технико-экономических параметров для I варианта электроснабжения
Определяются расчетные нагрузки и выбираются марки кабелей для всех участков при условии полной компенсации реактивной мощности.
Определяется сечение кабеля по экономической плотности тока.
Расчетный ток в кабельной линии:
Сечение жил кабеля определяется по формуле:
Полученное значение округляется до ближайшего стандартного значения . Принимается кабель ААШв 3х35 для которого при прокладке кабеля в траншее.
Проверка работы в аварийном режиме:
Стоимость 1 км кабельной линии при прокладке в траншее без стоимости траншей составляет 1880 у.е. [12 табл. П9 с. 444]; стоимость строительных работ по прокладке кабелей в траншеях на 1 км составляют 540 у.е. [12 табл. П13 с. 448].
Стоимость кабельной линии из двух кабелей прокладываемых в одной траншее составляет:
Определяются потери мощности в линии в нормальном режиме:
– потери мощности на 1 км линии согласно [12 табл. П9 с. 444].
Вычисления для остальных участков производим аналогично и приводим в табл. П.10.
Данные всех КТП приведены в табл. П.11.
В качестве примера приводим расчёт ближайшей КТП к ГПП.
Потери мощности в трансформаторах КТП:
– постоянные потери мощности;
Для остальных КТП расчеты проводятся аналогично и результаты приводятся в таблице П. 12
Суммарные инвестиции:
Годовая ставка на обслуживание кредита:
Годовые затраты на обслуживание и ремонт:
где: – отчисления на обслуживание и ремонт ТП [13 табл. 3 с. 61];
– отчисления на обслуживание и ремонт КЛ [13 табл. 3 с. 61];
Стоимость потерь энергии:
Расчетные годовые затраты:
4.4Расчет технико-экономических параметров для II варианта электроснабжения
Полученное значение округляется до ближайшего стандартного значения . Принимается кабель ААШв 3х16 для которого при прокладке кабеля в траншее.
Стоимость 1 км кабельной линии при прокладке в траншее без стоимости траншей составляет 1610 у.е. [12 табл. П9 с. 444]; стоимость строительных работ по прокладке кабелей в траншеях на 1 км составляют 540 у.е. [12 табл. П13 с. 448].
– коэффициент загрузки линии
Вычисления для остальных участков производим аналогично и приводим в табл.П.13.
Так как в данном курсовом проекте схемы внутризаводского распределения электроэнергии сравниваемые в технико-экономическом расчёте содержат одинаковые КТП то необходимости в повторном расчёте нет и параметры технико-экономического сравнения для КТП приводится в таблице П.12 данной работы.
Результаты технико-экономического сравнения приведены в табл. П.14.
На основании технико-экономического сравнения представленных вариантов принимается схема внутризаводского электроснабжения по варианту I.
5Выбор марок кабелей для питания двигателей на 10 кВ.
Результаты расчетов приведены в табл. П.15.
6Выбор марок кабелей для питания СП на 04 кВ.
Так как некоторые цеха получают питание от подстанций соседних цехов кабелями на 04 кВ то их параметры необходимо включить в технико-экономический расчёт.
Участок ТП1 – СП1 (L=71 м)
Сечение кабеля определяется по допустимому нагреву проводника.
Принимаем к установке три кабеля марки АПВГ 3х150+1х70 с при прокладке кабеля по строительным конструкциям.
Стоимость 1 км кабельной линии при прокладке по строительным конструкциям составляет 3050 у. е.
Стоимость кабельной линии из двух кабелей прокладываемых по строительным конструкциям.
Потери мощности в линии в нормальном режиме:
Вычисления для остальных участков производим аналогично и приводим в табл.П.16.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВНУТРИЦЕХОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Цеховые сети промышленных предприятий выполняют на напряжение 04 кВ. На выбор схемы и конструктивное исполнение цеховой сети оказывают влияние такие факторы как степень ответственности приемников электроэнергии режимы их работы и размещение на территории цеха номинальные токи и напряжения. Существенное значение имеет микроклимат производственных помещений.
Цеховые сети распределения электроэнергии должны:
обеспечивать необходимую надежность электроснабжения приемников электроэнергии в зависимости от их категории;
быть удобными и безопасными в эксплуатации;
иметь оптимальные технико-экономические показатели;
иметь конструктивное исполнение обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа.
В зависимости от принятой схемы электроснабжения и условий окружающей среды цеховые электрические сети выполняют шинопроводами кабельными линиями и проводами.
1Электроснабжения ремонтно-механического цеха
Электроснабжение приемников электроэнергии ремонтно-механического цеха осуществляется от подстанции ТП1. Все электроприемники рассчитаны на трёхфазный переменный ток и напряжение 380 В промышленной частоты. Среда в цеху нормальная.
Для приёма и распределения электроэнергии группам потребителей применяются силовые распределительные пункты. По способу установки пункты изготовляют навесными стоячими защищёнными с уплотнением и т. д. Силовые пункты и выбираются с учетом условий воздуха рабочей зоны числа подключаемых приёмников электроэнергии к силовому пункту и их расчетной нагрузки (расчетный ток группы приёмников подключаемых к силовому пункту должен быть не больше номинального тока пункта).
2Выбор электрооборудования на напряжение 04 кВ
Все электроприёмники в цеху представляют собой двигатели различной мощности и предназначены для различных технологических задач. Защиту двигателей возможно осуществить предохранителями или автоматами. В данной работе рассматривается защита двигателей автоматами. Выбор выполняем согласно [15 глава 17.8 с.551].
Выбор вводного автоматического выключателя:
Выбор вводного автомата осуществляется по условиям защиты трансформатора от коротких замыканий на стороне 04 кВ и перегрузки.
Номинальный ток трансформатора:
Определяем ток уставки автомата (отсечка):
Принимается ближайшее стандартное значение уставки тока срабатывания максимального расцепителя:
Определяется ток уставки теплого расцепителя автомата:
Принимается стандартное значение:
Выбор линейного автоматического выключателя
Определяется ток срабатывания отсечки
где: – сумма номинальных токов электроприемников за вычетом номинального тока самого мощного приёмника в группе;
– ток двигателя с наибольшим пусковым током;
– коэффициент спроса.
Принимаем ближайшее стандартное значение уставки тока срабатывания максимального расцепителя. Уставка тока срабатывания расцепителя:
Выбор кабеля питающего ПР-1
Выбор кабеля на напряжение до 1 кВ осуществляется по длительно допустимому току.
Расчётный ток в кабеле:
По величине расчётного тока выбирается кабель марки АПвВГ 3х10+1х6 при
Аналогично рассчитываются остальные кабеля для остальных ПР и вносятся в табл. П.17.
Выбор автоматического выключателя защищающего ЭП
Номинальный ток ЭП №1
где: – номинальная мощность ЭП №1;
– коэффициент мощности ЭП №1.
Уставка тока срабатывания автоматического выключателя:
где: – кратковременный ток при пуске ЭП №1;
– кратность пускового тока;
Уставка тока срабатывания расцепителя
Выбор кабеля и магнитного пускателя (контактора и теплового реле) питающего ЭП
По значению номинального тока ЭП №1 принимается кабель типа АВВГ 3х4+1х25 с ; контактор КМИ-23211 с а также по значению номинальному току ЭП №1 и сводным таблицам с контакторами выбирается тепловое реле РТИ-2355 с
Аналогично рассчитывается оборудование для остальных ЭП и вноситься в табл. П.18 и П.19
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
При проектировании систем электроснабжения учитывают не только нормальные продолжительные режимы работы электроустановок но и аварийные режимы. Одним из аварийных режимов является короткое замыкание.
Причинами коротких замыканий могут быть: механические повреждения изоляции – пробой и разрушение кабелей при земляных работах; износ изоляции; увлажнение изоляции; перекрытие между фазами и т. д.
Последствиями коротких замыканий (КЗ) являются резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение напряжения в отдельных точках системы. Увеличение тока в ветвях электроустановок примыкающих к месту КЗ приводит к значительным термическим и динамическим воздействиям на токоведущие части и изоляторы на обмотки электрических машин что может привести к пожару и разрушению изоляции в распределительных устройствах в кабельных сетях и других элементах электроснабжения.
При расчете токов короткого замыкания принимаются следующие допущения:
трехфазная система симметрична;
магнитные системы ненасыщенны;
отсутствуют качания роторов синхронных машин;
короткое замыкание считается металлическим.
Для упрощения расчетов для каждой электрической ступени в расчетной схеме указывается вместо ее действительного напряжения среднее номинальное напряжение. Расчет токов короткого замыкания в сетях выше 1 кВ имеет ряд особенностей:
активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении тока короткого замыкания не учитываются;
при определении тока КЗ учитывается подпитка от двигателей высокого напряжения.
Особенностями расчета токов КЗ в сетях до 1 кВ являются:
активные сопротивления элементов системы электроснабжения играют существенную роль и могут даже преобладать над индуктивными что обуславливает необходимость учета при расчете токов КЗ;
если установка до 1 кВ получает питание через понижающий трансформатор то периодическую составляющую тока при коротком замыкании на стороне низкого напряжения трансформатора можно считать неизменной по амплитуде;
расчет токов КЗ в установках до 1 кВ проводится в именованных единицах.
При определении сопротивления цепи КЗ учитываются не только активные и индуктивные сопротивления трансформаторов кабелей шин но и сопротивления электрических аппаратов. При расчете необходимо учитывать переходные активные сопротивления всех контактных соединений так как реальные величины токов КЗ значительно меньше расчетных найденных без учета сопротивлений контактных соединений.
Расчет токов короткого замыкания осуществляем с помощью ЭВМ по данным схемы замещения составленной для цепи «Энергосистема – ЭП №26».
В результате расчетов получаем следующие показатели:
сверхпереходный ток трехфазного КЗ;
ударный ток трехфазного КЗ;
действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ;
начальное значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ;
мощность КЗ в начальный момент;
ток однофазного КЗ в одной точке.
Пример расчета ТКЗ для отдельно взятой точки (К1)
Расчет сопротивлений всех элементов производим в относительных единицах при базисной мощности .
Сопротивление системы определится как:
где: – мощность системы;
– сопротивление системы отнесенное к 35 кВ.
Сопротивление реактивное линии определится как:
где: – удельное реактивное сопротивление линии;
Активное сопротивление линии определится как:
где: – удельное активное сопротивление линии;
Результирующее сопротивление всей цепи определится по выражению:
Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ:
где: – сверхпереходная ЭДС системы;
Определяем значение ударного тока по согласно формуле 1.6 [23 с. 13]:
где: – ударный коэффициент согласно формуле 3-7 [24 с. 65];
– постоянная времени согласно [23 с. 13];
Определяем наибольшее действующее значение ударного тока по [23 формула 1.8 с. 14]:
Определяем сверхпереходную мощность короткого замыкания по [23 формула 1.9 с. 14]:
Данные схема и результаты расчета токов короткого замыкания представлены в П.20 – П.23.
ПРОВЕРКА СЕЛЕКТИВНОСТИ ЗАЩИТ
Проверка селективности защит выполняется для участка РУ 10 кВ ГПП – ЭП № 26 04 кВ.
Расчётная схема представлена на рис. П.25.
Расчёт номинальных токов трансформаторов на ВН и НН стороне:
Проверяем вначале чувствительность защиты реализованной автоматом QF3.
Чувствительность будет обеспечена если выполняется условие:
Расчёт селективности защит:
между автоматами QF3 i QF2
Условие селективности следующее:
между автоматами QF2 i QF1
Между предохранителем FU ВН-10кВ и автоматом QF1 НН-04 кВ
Автомат QF1 типа ВА88-43 обладает селективностью и позволяет регулировать время срабатывания при КЗ в пределах: 01; 015; 02; 025; 03; 035 04 с.
Выбираем время срабатывания равное 025 с.
В данном случае для обеспечения селективности между этими двумя элементами есть необходимость в выполнении условия:
Выбираем предохранитель на ВН стороне трансформатора и определяем время плавления плавкой вставки.
Выбираем предохранитель типа ПК-10 с
Определяем время плавления плавкой вставки для КЗ на шинах 04 кВ трансформатора.
ТКЗ на НН-04 кВ отнесённый к ВН-10 кВ определяется:
Для данного тока из времятоковых кривых для предохранителей типа ПК получаем:
Также было выявлено что значит необходимо выбрать плавкую втавку предохранителя большего номинала.
Выбираем плавку вставку с и из кривых определяем
Согласно ГОСТ 11667-85 для трансформаторов с с обмотками из алюминия допустимая продолжительность тока повреждения за трансформатором не должна превышать 4 с.
Принимаем и тогда условие выполняется.
между предохранителем ПК-10 и МТЗ вначале линии питающей ТП.
Для обеспечения селективности необходимо:
Максимальный ток срабатывания защиты:
Принимаем тогда условие будет выполняться.
Время срабатывания защиты
Проверка чувствительности защиты.
чувствительность защиты трансформатора с автоматом QF1 на НН-04 кВ будет обеспечена если:
чувствительность МТЗ выполненная с двумя трансформаторами тока по схеме неполная звезда:
ВЫБОР АППАРАТУРЫ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Аппараты и проводники РУ всех напряжений подстанций выбираются по условиям продолжительного режима работы и проверяются по устойчивости на действие токов короткого замыкания.
Расчётными токами продолжительного режима являются:
– наибольший ток нормального режима;
– наибольший ток ремонтного или после аварийного режима.
1Выбор выключателей на 10 кВ в цепи питающих кабельных линии 10 кВ
Выключатели высокого напряжения служат для коммутации электрических цепей во всех эксплуатационных режимах:
включение и отключения токов нагрузки;
токов намагничивания трансформаторов и зарядных токов линий и шин отключения ТКЗ.
Выбор выключателей производится по следующим параметрам:
по длительному току ;
по отключающей способности:
где: – нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе.
Проверка выключателей на:
электродинамическую стойкость:
где: – наибольший ток (ток электродинамической стойкости) по каталогу;
– действующее значение периодической составляющей предельно сквозного ТКЗ.
термическую стойкость:
где: – тепловой импульс тока кз по расчету;
– среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости);
– длительность протекание тока термической стойкости по каталогу.
Определяем расчетный ток для выбора аппаратуры на стороне 10 кВ для магистральной кабельной линии питающей ГПП – ТП2 – ТП1.
При аварийном режиме (отказ одной из линий) максимальный ток определится как:
Определенные ранее токи КЗ для выключателя (точка К3) равны:
Определяем апериодическую составляющую тока КЗ при условии максимального значения:
где: – постоянная времени затухания апериодической составляющей ТКЗ;
– расчетное время для которого требуется определить ТКЗ [6];
– собственное время отключения выключателя;
Определяем тепловой импульс:
где: – полное время отключения выключателя;
– время срабатывания релейной защиты и автоматики;
Принимаем к установке выключатель ВВTEL-10-125630 У2 [27] расчётные и каталожные данные представлены в табл. П.26.
2Проверка кабеля на участке ТП2 – ТП1
Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 10 кВ как правило получают питание по кабельным линиям.
Проверяем термическую стойкость кабельных линий с помощью метода минимального сечения проводника. Минимальное сечение проводника отвечающее требованию его термической стойкости при коротком замыкании приближенно можно определить по формуле:
где: – функция согласно [6табл. 3.14 c 192].
На участке ТП2 – ТП1 был выбран кабель ААШв 3х16 мм2.
Сечение кабельной линии ГПП – КТП удовлетворяет условию минимального сечения проводника отвечающего требованию его термической стойкости.
3Выбор трансформатора тока на 10 кВ
Трансформатор тока выбирается по:
напряжения установки ;
электродинамической стойкости:
где: – кратность электродинамической стойкости;
– номинальный первичный ток трансформатора тока;
– ток электродинамической стойкости.
термической стойкости:
где: – кратность термической стойкости;
вторичной нагрузке:
где: – вторичная нагрузка ТТ;
– номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.
- максимальный ток в линии
По таблице 5.9 [4 с. 294] выбираем трансформатор тока типа ТПЛК-10-1005 данные представлены в табл. П.27.
Для того чтобы проверить ТТ на способность работы в заданном классе точности необходимо знать тип и параметры измерительных аппаратов подключенных к вторичной обмотке ТТ а также для проверки ТТ по вторичной нагрузке пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов определяется нагрузка по фазам для наиболее загруженного трансформатора полученный данные заносим в табл. П.28.
Общее сопротивление прибор определяется:
Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения:
где: – сопротивление контактов.
Зная можно определить сечение соединительных проводов:
где: – удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами;
– расчётная длина зависящая от схемы соединения ТТ.
Длина соединительных проводов от ТТ до приборов (в один конец) согласно [6] принимается приблизительно равной 6 м для линий 10кВ. Для соединения вторичных обмоток ТТ по схеме «неполная звезда» принимается:
Выбираем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением
Сопротивление проводов определяется:
Общее сопротивление вторичной нагрузки определяется по формуле:
Расчетные и каталожные данные ТПЛК-10-1005 представлены в табл. П.29.
4Выбор трансформатора напряжения на 10кВ
Трансформаторы напряжения выбираются:
по напряжению установки
по конструкции и схеме соединения обмоток;
по вторичной нагрузке:
где: – нагрузка всех измерительных приборов и реле;
– номинальная мощность в выбранном классе точности.
На стороне 10 кВ выбирается трансформатор напряжения НАМИ-10-95-УХЛ3 с и
в классе точности 05.
Для измерений параметров электрической энергии выбран универсальный измерительный прибор DMK30.
Согласно его техническим данным потребляемая мощность составляет
Трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 05 так как
выполняется условие:
Выбор трансформатора напряжения во второй секции производится аналогично.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимается контрольный кабель АКРВГ с сечением жил по условию механической прочности.
Для защиты трансформаторов напряжения от токов перегрузки и токов КЗ выбираем предохранители типа ПКН 001 – 10У3.
5Выбор аппаратов ОРУ 35 кВ
Выключатели нагрузки и разъединители выбирают по напряжению и номинальному длительному току.
Определим расчетный ток на участке ОРУ 35 кВ с учетом перегрузки:
Определенные ранее токи КЗ для выключателя (точка К2) равны:
Принимаем к установке выключатель ВГТ-35-503150У1 [30] и разъединитель РДЗ – 351000 НУХЛ1 [31] расчётные и каталожные данные представлены в табл. П.30.
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Компенсация реактивной мощности является неотъемлемой частью задачи электроснабжения промышленных предприятий.
Передача реактивной мощности от энергосистемы к потребителям не рациональна по той причине что возникают дополнительные потери активной мощности энергии и напряжения во всех элементах системы электроснабжения что ведёт к увеличению сечения проводов и кабелей повышение мощности трансформаторов обусловленные их загрузкой реактивной мощностью.
Компенсация реактивной мощности является одним из основных направлений по снижению потерь электроэнергии. В качестве средств КРМ в сетях общего назначения применяют высоковольтные и низковольтные конденсаторные батареи и синхронные двигатели работающие в режиме перевозбуждения.
1Расчет пропускной способности трансформаторов и выбор КУ
Пропускная способность цехового трансформатора по реактивной мощности определяется по формуле:
где: – количество трансформаторов;
– коэффициент загрузки;
– расчетная активная нагрузка.
Произведем расчет для трансформаторов 2хТМЗ-400 нормативный коэффициент загрузки которого равен 08. Суммарная расчетная активнаяреактивная нагрузка группы цехов:
Следовательно реактивной мощности выдаваемой системой для данной группы цехов будет недостаточно т.к.
Таким образом необходимая реактивная мощность составляет:
Принимаем к установке следующую конденсаторную установку: УКМ58-04-250-10 У3 [28].
Выбор низковольтных конденсаторных батарей для других подстанций приведен в табл.П.31.
2Расходная часть баланса
Суммарное потребление реактивной мощности (РМ) на стороне 04 кВ составляет:
Потери в цеховых трансформаторах принимаются равными 10 % от номинальной мощности трансформаторов что составляет:
Принимаем потери в трансформаторах ГПП равными 10 % от номинальной мощности трансформаторов что составляет:
Суммарное потребление составляет:
Резерв для послеаварийных режимов составляет 10% от суммарной потребляемой мощности и равен:
Необходимая реактивная мощность:
3Приходная часть баланса
Реактивная мощность получаемая от системы:
На предприятии есть высоковольтная нагрузка – синхронные двигатели рассмотрим компенсацию реактивной мощности на стороне 10 кВ.
Величина реактивной мощности генерируемая СД на 10 кВ.
где: – номинальная мощность синхронных двигателей компрессорной;
– номинальный коэффициент мощности согласно [29].
Данные баланса сводятся в табл.П.32.
Курсовое проектирование является важнейшим этапом развития творческой деятельности будущих специалистов. В ходе выполнения которого развиваются навыки самостоятельного решения инженерных задач и применения теоретических знаний на практике.
В данном курсовом проекте было разработано электроснабжение судоремонтного завода и детальная проработка ремонтно-механического цеха (РМЦ).
Предприятие в составе которого находится ремонтно-механический цех является потребителем средней мощности и относится ко второй категории электроснабжения с установленной мощностью 13 МВт. Предприятие удалено от источника питания на расстоянии 113 км.
Питание предприятия осуществляется по двухцепной линии напряжением 35 кВ. Выбрана ГПП 3510 с двумя трансформатора ТМН-4000 со схемой подстанции 4H – два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Ремонтная перемычка позволяет выполнять ревизию любого выключателя со стороны линии. На стороне 35 кВ установлены вакуумные выключатели.
Для защиты электрооборудование от коммутационных и грозовых перенапряжений на стороне 35 кВ устанавливаются ОПН.
Распределительное устройство 10 кВ выполнено ячейками КРУ2-10 с вакуумными выключателями ВВTEL-10. Внутризаводские сети 10 кВ выполнены кабелем ААШв. В цехах установлены комплектные трансформаторные подстанции с двумя трансформаторами ТМЗ двух типоразмеров на 400 кВА и соответственно на 630 кВА.
Внутрицеховые сети выполнены и кабелями. Питание электроприемников от распределительных пунктов осуществляется по проводам АПвВГ проложенным в трубах в полу. Защита электроприемников осуществляется автоматическими выключателями. Для защиты от перегрузки двигателя применяется тепловое реле. Для пуска остановки и для защиты от потери питания и понижения напряжения применяются контакторы.
Одним из важнейшего пункта в данном проекте является расчёт токов короткого замыкания и проверка коммутационного защитного а также измерительного оборудования на устойчивость к действию тока короткого замыкания.
В ходе проектирования решается вопрос компенсации реактивной мощности. Компенсация реактивной мощности осуществляется в месте её потребления на стороне 04 кВ при помощи конденсаторных батарей типа УКМ.
В графической части проекта представлена схема внутризаводского и внутрицехового электроснабжения и схема электрическая однолинейная принципиальная предприятия.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Справочник по проектированию электроснабжения: под редакцией Ю.Г. Барыбина Л.Е. Федорова. М.: Энергоатомиздат 1990.
Кабышев А.В. Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: – Томск 2005. – 168 с.
Коновалова Л. Л. Рожкова Л. Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учеб. пособие для техникумов. — М.: Энергоатомиздат 1989.г.— 528 с: ил.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат 1989.
Рожкова Л. Д. Карнеева Л. К. Чиркова Т. В. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник – 10-е изд. стер. – М.: Академия. – 2013.
Рожкова Л. Д. Козулин В. С. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для техникумов. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 648 с.: и.п.
Romanciuc I. Alimentarea cu energie electrica a ntreprinderilor. ndrumar de proiectare. UTM. Chiinu 62 p. – 1999. [6e]
Справочный материал для курсового и дипломного проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий: И. А. Процук. Кишинёв. КПИ им. С. Лазо. 31 с. – 1987.[29AEE]
Крупович В.И. Барыбин Ю.Г. Самовер М.Л. Справочник по проектированию электроснабжения. 3-е изд. перераб. и доп. — М.: Энергия 1980. — 456 с.: ил. — (Электроустановки промышленных предприятий.)
Справочник по проектированию электрических сетей. под ред. Д. Л. Файбисовича. – 4-е изд. перераб. и доп. – М.: ЭНАС 2012. – 376 с.: ил.
Ополева Г. Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учеб. пособие. — М.: ФОРУМ: ИНФРА-М 2006. – 480 с. – (Высшее образование).
Федоров А.А. Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. Учебник для вузов. — 4-е изд. перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат 1984. — 472 с. ил.
V. Arion S. Codreanu. Bazele calcului tehnico-economic al sistemelor de transport i distribuie a energiei electrice Chiinu 1998.
Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы шестого и седьмого изданий с изменениями и дополнениями по состоянию на 1.02.2016 г.—М.:КНОРУС2016. — 488 с.
Чунихин А. А. Электрические аппараты: Общий курс. Учебник для вузов. — 3-е изд. перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат 1988. — 720 с: ил.
КАБЕЛИ СИЛОВЫЕ С БУМАЖНОЙ ПРОПИТАННОЙ И ПЛАСТМАССОВОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ
Пасинковский П. А. Погора В. К. Переходные электромагнитные процессы. Методические указания к курсовой работе. Кишинёв: ТУМ 2012.
Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. М.: Энергия 1970.
Pogora V. Procese tranzitorii n sistemele de alimentare cu energie electric. Utilizarea calculatoarelor la calcule n proiectele de an i de licen. Indicaii metodice. UTM. Chiinu 66 p. – 2013. [45e]
ГОСТ 28249-93 (2003). Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ.
СО 153-34.20.118-2003 Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем.
ГОСТ 7.32-2001 Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления.
Таблица П.1 – Ведомость электрических нагрузок завода
Деревообделочный цех
Компрессорная станция (10 кВ – синхронные двигатели)
Ремонтно-механический цех
Кузнечный и механический цехи
Гараж и пожарное депо
Корпусно-котельный цех
Литейный цех (10 кВ -электропечи)
Гальванический и трубомедный цехи
Сборочно-установочный малярный такелажно- парусный цехи
Конторские помещения
Освещение цехов и территории завода
Таблица П.2 – Перечень ЭП электромеханического цеха
Манипуляторы электрические
Точильно-шлифовальные станки
Настольно-сверлильные станки
Токарные полуавтоматы
Слиткообдирочные станки
Горизонтально- фрезерные станки
Продольно-строгальные станки
Анодно-механические станки
Таблица П.3 – Технические характеристики распределение по узлам и группам ЭП ЭМЦ.
Таблица П.4 – Начальные данные для расчёта нагрузок ЭП ЭМЦ для ЭВМ.
Таблица П.5 – Результаты вычислений нагрузок ЭП ЭМЦ на ЭВМ.
Таблица П.6 – Электрические характеристики цехов предприятия
Компрессорная станция
(10 кВ – синхронные двигатели)
(10 кВ -электропечи)
Сборочно-установочный малярный
такелажно- парусный цехи
Таблица П.7 – Результаты вычислений нагрузок предприятия
Сборочно-установочный
Таблица П.8 – Результаты технико-экономического сравнения вариантов
Годовые затраты на обслуживание и ремонт у.е.
Стоимость потерь электроэнергии у.е.
Суммарные инвестиции у.е.
Годовая ставка по возврату кредита у.е.
Годовые затраты у.е.
Расчетные годовые затраты у.е.
Таблица П.9 – Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов I варианта
Данная таблица составлена для первого варианта внутризаводского электроснабжения.
Таблица П.10 – Параметры кабельных линий 10 кВ вариант
Таблица П.11 – Параметры трансформаторов КТП
Количество и мощность
Данные для таблицы 11 взяты из [2 табл. 5.3 с. 125] и [12 табл. П15 с. 449]
Таблица П.12 – Параметры КТП 10 кВ вариант
Таблица П.13 – Параметры кабельных линий 10 кВ вариант I
Таблица П.14 – Технико-экономическое сравнение вариантов
Таблица П.15 – Параметры кабельных линий 10 кВ для питания нагрузки.
Таблица П.16 – Параметры кабельных линий 04 кВ
Таблица П.17 – Параметры кабельных линий и РП 04 кВ
Данные для таблицы П.17 взяты из [18] и [19].
Таблица П.18 – Параметры кабельных линий и РП 04 кВ
Таблица П.19 – Параметры кабельных линий и РП 04 кВ
Таблица П.20 – Расчетные данные по расчету ТКЗ до наиболее удаленного электроприемника
Продолжение табл.П.20
Таблица П.20 была заполнена с использованием данных согласно [25] и [26].
Рисунок П.21 – Исходная схема к расчету токов короткого замыкания
Таблица П.22 – Расчетные данные по расчету ТКЗ до наиболее удаленного ЭП для ЭВМ
Таблица П.23 – Результаты по расчету ТКЗ до наиболее удаленного электроприемника на ЭВМ
Рисунок П.25 – Схема для проверки селективности защиты.
Таблица П.26 – Расчетные и каталожные данные выключателя ВВTEL-10-125630 У2
Таблица П.27 – Данные ТТ ТПЛК-10-1005
Таблица П.28 – Вторичная нагрузка ТТ ТЛК 10-1 подключенная к трансформатору
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Таблица П.29 – Расчетные и каталожные данные ТПЛК-10-1005
Таблица П.30 – Расчетные и каталожные данные ОРУ 35 кВ
Таблица П.31 – Выбор низковольтных конденсаторных батарей
хУКМ58-04-1200-100 У3
Таблица П.32 – Баланс РМ на предприятии
Расходная часть баланса
Нагрузка потребителей 04 кВ
Нагрузка потребителей 10 кВ
Потери в силовых трансформаторах
Резерв для послеаварийных режимов
Необходимая мощность источников РМ
Приходная часть баланса
Синхронные двигатели 10 кВ
Синхронные двигатели 04 кВ
Конденсаторные установки 10 кВ
Конденсаторные установки 04 кВ