Электроснабжение завода (35/10 кВ)

Курс раб СЭС.doc

Расчет электрических нагрузок предприятия
Определение расчетной нагрузки на разных ступенях системы электроснабжения определим по средней нагрузке и коэффициенту максимума или по коэффициенту
где : -коэффициент максимума активной нагрузки при длительности интервала осреднения 30 мин.
- средняя активная нагрузка группы за наиболее загруженную смену
- коэффициент использования
- номинальная активная мощность данной группы
Расчетная реактивная нагрузка группы электроприемников равна
Где - коэффициент мощности рассматриваемой группы электроприемников
- средняя реактивная нагрузка
Полная расчетная нагрузка группы трехфазных электроприемников определяется выражением:
Для упрощения расчетов электроприемники разделены на группы А и Б соответственно с переменными ( ) и мало меняющимися ()графиками нагрузок.
Для группы Б коэффициент максимума – принимается равным единице а расчетные активная и реактивная нагрузки соответственно приравниваются к средним и нагрузкам.
Расчетная нагрузка осветительных электроприемников определяется по удельной осветительной нагрузке на единицу производственной поверхности пола с учетом коэффициента спроса:
где: - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;
-удельная осветительная нагрузка на 1 производственной поверхности пола цеха ;
-поверхность пола цеха
Расчеты электрических нагрузок предприятия сводим в таблицу 1
Расчет электрических нагрузок по подробно рассчитываемому цеху
Электроприемники разделяем на группы А и Б. Сначала рассчитывают электрические нагрузки для электроприемников группы А.
В графе 3 указываем количество рабочих электроприемников. Резервные электроприемники в расчетах не учитываем.
В графу 4 по каждой подгруппе электроприемников записываем: при одинаковой мощности электроприемников- номинальная установленная мощность в кВт одного электроприемника а при электроприемниках различной мощности- номинальные мощности наименьшего и наибольшего. Установленные мощности приведены к ПВ=100%.
В графу 5 записываем суммарную установленную мощность электроприемников всей подгруппы.
Графу 6 заполняем по расчетному узлу только в итоговой строке.
Графы 7 и 8. Значения коэффициентов использования и мощности находим по справочникам указанным в списке литературы.
Графа 9. Среднюю активную нагрузку за наиболее загруженную смену для каждого электроприемника или подгруппы электроприемников определяем по формуле:
(из графы 7) (из графы 5). ( 6 )
Графа 10. Среднюю реактивную нагрузку за наиболее загруженную смену для них находим из выражения:
(из графы 9)(из графы 8). ( 7 )
После определения средней активной и реактивной нагрузок по отдельным электроприемникам и подгруппам электроприемников проводим расчет уже для всей группы А или Б рассматриваемого узла.
Итоговая строка “Итого по группе А”. В графе 3 итоговой строки суммируем общее число электроприемников данной группы; в графе 4 записываем номинальные мощности наименьшего и наибольшего электроприемников всей группы а в графе 5- суммарную номинальную мощность всей группы. В графе 6 определяем отношение m и записываем в строку. Для заполнения граф 7 и 8 итоговой строки предварительно подводим итоги по графам 9 и 10- просуммировав по вертикали средние активные и реактивные нагрузки. По полученным данным определяем среднее значение коэффициента использования по группе (графа 7):
(из граф 9 и 5 ) ( 8 )
и среднее значение (графа 8):
(из граф 10 и 9). ( 9 )
По полученному значению находим значение .
Графа 11. В зависимости от величины отношения m и коэффициента определяем приведенное число электроприемников рассматриваемой группы.
Графа 12. Коэффициент максимума находим по таблице при этом коэффициент берем из графы 7 итоговой строки а число - из графы 11.
Графа 13. Расчетная активная получасовая нагрузка трехфазных электроприемников группы А узла равна:
(из графы 12 )(из графы 9). ( 10 )
Графа 14. Расчетную реактивную получасовую нагрузку трехфазных электроприемников группы А узла вычисляем: когда коэффициент и для определения нагрузки пользуемся выражением
Полная расчетная нагрузка ( графа 15) и расчетный ток (графа 16) отдельно для групп А и Б не определяем они вычисляются только для всего отделения цеха и т.п.
Итоговая строка “Итого по группе Б”. Принимаем поэтому для группы Б не нужно определять величину отношения m и приведенное число электроприемников а расчетная активная и реактивная нагрузки приравнивается соответственно средним и нагрузкам.
После получения итоговых строк по группам А и Б отделения определяем общую нагрузку обеих групп. Заполняем строку “Итого по отделению” которая получается соответствующей обработкой расчетных данных итоговых строк по группам А и Б.
Расчет электрических нагрузок по подробно рассчитываемому цеху сводим в таблицу 2
Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия
На генплан предприятия наносим все производственные цехи с картограммой нагрузок. Картограмма нагрузок представляет собой размещенные в генплане окружности центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов а площади кругов пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждый круг делится на секторы площади которых пропорциональны расчетным активным нагрузкам электроприемников напряжением до 1000 В электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения. При этом радиус окружности r1 и углы секторов в градусах для каждого цеха соответственно определяются:
где -расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха электроприемников напряжением до 1000 В электроприемников напряжением выше 1000 В и электрического освещения кВт;
m –площадей картограммы нагрузок кВтм2 .
Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электроэнергии (активной мощности) предприятия координаты которого равны:
где - координаты центра i-го цеха на плане предприятия м.
Начало координат помещаем в левом нижнем углу генплана предприятия.
Главную понизительную станцию располагаем как можно ближе к центру электрических нагрузок смещая ее в сторону источника питания – подстанции энергосистемы.
Расчеты картограммы нагрузок сводим в таблицу 3
Выбор числа мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия
Мощность трансформаторов цеховой ТП зависит от величины нагрузки электроприемников их категории по надежности электроснабжения от размеров площади на которой они размещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так в цехе занимающем значительную площадь установка трансформаторов заведомо большей единичной мощности увеличивает длину питающих линий (расход цветного металла проводников) цеховой сети и потери электроэнергии в них.
Существующая связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и плотностью электрической нагрузки цеха получена на основе технико-экономических расчетов и приближенно представлена в таблице 4
Плотность электрической нагрузки цеха
Экономически целесообразная мощность одного трансформатора цеховой ТП кВ×А
Здесь принято × (3.19)
где - расчетная нагрузка цеха кВ×А; - площадь цеха м2.
Мощность трансформаторов цеховой ТП корректируется в зависимости от величины расчетной нагрузки цеха ее категории числа типогабаритов трансформаторов на предприятии и других факторов.
Расчетное число трансформаторов всех подстанций цеха находим по выражению:
- расчетная активная нагрузка цеха (части цеха) от низковольтных потребителей кВт;
- допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;
- выбранная номинальная мощность трансформаторов цеховых ТП кВ×А.
Принимаем ближайшее большее целое число N. трансформаторов.
При питании потребителей 3-й категории коэффициент загрузки трансформаторов должен составлять 09-095.
При преобладании нагрузок 2-й категории и их резервировании по связям вторичного напряжения коэффициент загрузки =07-08.
Двухтрансформаторные подстанции применяют для питания потребителей 1-й и 2-й категорий. При преобладании нагрузок 2-й категории и при наличии складского резерва трансформаторов =09-095.
Наибольшая реактивная мощность которую трансформаторы могут пропустить из сети 6 или 10 кВ в сеть напряжением ниже 1000 В. Для одной ТП:
- число трансформаторов цеховой ТП;
- допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме;
- номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;
- расчетная активная нагрузка на ТП.
5- для одиночных трансформаторов без резервирования;
- при взаимном резервировании двух трансформаторов;
3- при взаимном резервировании трех трансформаторов питающихся от трех независимых источников.
Величина - является расчетной поэтому в общем случае реактивная нагрузка трансформаторов не равна ей.
- расчетная реактивная нагрузка на ТП.
При трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов которые следует установить на стороне низшего напряжения ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять:
и они должны устанавливаться на ТП обязательно.
Коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно равны:
- число взаимно резервированных трансформаторов цеховой ТП;
- полная расчетная нагрузка приходящаяся на один трансформатор ТП (при условии равномерной загрузки всех трансформаторов ТП).
Практически все трансформаторные подстанции внутрицеховые встроенные распологаются как можно ближе к центру электрических нагрузок так как это наиболее экономично с точки зрения расхода проводникового материала.
Питание цехов может осуществляться от соседней ТП установив лишь низковольтные распределительные пункты. Данное решение зависит от величины нагрузки расстояния от соседней ТП стоимости электроэнергии и т.д. Питание от соседней ТП и установка РПН в цехе экономически выгодны если выполняется соотношение:
-полная расчетная нагрузка цеха кВ×А;
- расстояние от РПН цеха до соседней ТП м (определяется по длине траншеи кабельной линии).
Местоположение цеховых трансформаторных подстанций и НРП указаны на генеральном плане предприятия рисунок 1.
Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах трансформаторных подстанций определяется по формулам :
где : N – число трансформаторов установленных на данной трансформаторной подстанции.
Расчеты по выбору трансформаторов цехов сводится в таблицу
2 Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых ТП с учетом и без учета соответствующей нагрузки можно привести в виде итоговых данных в колонках 22 25 этой расчетной таблицы.
6. Выбор напряжения схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов главной понизительной подстанций предприятия
6.1. Выбор напряжения ГПП
Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания уровнями напряжения в них расстоянием от ГПП до источников возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.
Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный то есть имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого прежде всего следует найти величину (величины) рационального напряжения которую возможно оценить по формуле Илларионова:
здесь L Рр.п. - расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП МВт.
Расчетная (максимальная) активная нагрузка предприятия
Рр.п= Рр.н + Рр.о +Рр.в + Рт. (3.30)
Где: Рр.н- расчетная активная низковольтная нагрузка всех цехов и других потребителей предприятия;
Рр.о.- расчетная активная нагрузка освещения предприятия в которую входит внутрицеховое и наружное освещение;
Рр.в. - расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия создаваемая высоковольтными синхронными и асинхронными двигателями преобразовательными подстанциями и т.п.;
Рр..-суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых TП.
Рр.п= 73303+12391+20160+ 282051= 9752261 кВт
Выбираем вариант 35 кВ
6.2. Выбор трансформаторов ГПП
Полная расчетная нагрузка предприятия необходимая для выбора силовых трансформаторов ГПП находится приближенно по формуле [17]:
где Qэсi - экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП потребляемая предприятием от энергосистемы
В проекте величину Qэсi допускается рассчитывать с помощью соотношения:
Qэсi = Рр.п. tgφi (3.32)
где коэффициент реактивной мощности tgφi находится из табл. 3
Таким образом находим :
Qэсi =975226*027=263311 квар
При наличии одной ГПП и отсутствии электрической связи с другими источниками трансформаторы ГПП питают всю нагрузку предприятия. На ГПП устанавливаем 2 силовых трансформатора. Это обеспечивает необходимую надежность питания при достаточно простой схеме и конструкции понизительной подстанции. Мощность трансформаторов выбираем равной примерно 07 08 суммарной нагрузки предприятия. Номинальная мощность каждого Sн.т трансформатора определяется из соотношения:
Sт.i=Sp.пi (nKзд) = 9774(07*2)=698 МВА (3.33)
где n = 2 - число трансформаторов ГПП; Кз.д = 07 - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме определяется из условия резервирования.
Принимаем на ГПП два двухобмоточных трансформатора типа ТМН-1000035:
Пределы регулирования
Рассчитаем потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансфоматоров ТРДН-2500035 [5 табл. 17-6] : Рхх= 29 кВт;
Ркз = 120 кВт uk = 105%.
1. Потери мощности в трансформаторах:
Рт=n (Рхх+К2з.н. Ркз) = 2 (145 + 0.72 650) = 15998 кВт; (3.34)
Qт = n( iхх 100)Sн..т.+ К2з.н. (uk 100) Sн..т= (3.35)
= 2 ·( 08100)·10000 + 072(75100)×10000)= 5275 квар.
Рис. 3.3. Вариант схемы внешнего электроснабжения предприятия
2. Потери электроэнергии в трансформаторах:
Эт=n(PххTг+ К2з.н.Ркзt)=2(298760+0.65521204900)=504103 кВт×ч (3.36)
- годовое число максимальных потерь определяемое из соотношения
=(0.124+Тм 104)2Tг. (3.37)
Тм=4345 часов - годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки
Тг=8760 часов - годовое число часов работы предприятия
=(0.124+4345 104)28760=27324 часов
Эт=2(1458760+0726527324)=428103 кВт×ч
6.3.Выбор и расчет линии электропередачи от подстанции энергосистемы до ГПП
Нагрузка в начале линии:
Расчетный ток одной линии напряжением 35 кВ
Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии):
Iутяж = 2Iр.л = 2845 = 1690 А.
Сечение проводов линии Fэ находим по экономической плотности тока (jэ = 11 А мм2 [З табл. 2-35]
Fэ = Iр.л jэ = 1690 1.1=153 мм2. (3.41)
Выбираем ближайшее меньшее стандартное сечение. Провод АС-15024 имеет длительно допустимый ток Iдоп = 450 А [7табл. 12-52] и удельное сопротивление Rо =0198 Омкм Хо =0406 Омкм [9табл. 31-4]. Выбранный провод воздушной линии не должен быть проверен на коронирование.
Проверяем выбранный провод по нагреву в послеаварийном режиме
Iдоп = 450 A > Iутяж = 169 A. (3.42)
Потери активной энергии проводах линии за год
Эл=n·(3·Iр.л2·R0·l·)=2·(3·8452·0.198·7·27324)=162·106 кВт×ч. (3.43)
Расчет токов короткого замыкания
Для выбора оборудования схемы внешнего электроснабжения рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП. Считаем что на питающей подстанции энергосистемы есть напряжения 110 и 35 кВ. При выборе вариантов схем внешнего электроснабжения были приняты два напряжения: одно - больше рационального напряжения Uрац.i имеется на подстанции энергосистемы а другое меньшее - получается с помощью понижающего трансформатора установленного на той же подстанции. Но как было сказано выше на подстанции энергосистемы существует только 35 и 110 кВ а35 кВ. Следовательно к рассмотрению принимаем только один вариант: 35 кВ
Исходная схема питания промышленного предприятия и схема замещения для расчета токов короткого замыкания приведены на рис. 3.4
Рис. 3.4. Схемы расчета токов короткого замыкания
Определим параметры схемы замещения при приближенном приведении в относительных единицах. При мощности короткого замыкания энергосистемы Sк = 2500 MB×А и выбранной базисной мощности SБ = 1000 MB×A зa базисное напряжение принимаем среднее номинальное напряжение UБ = 37 кВ (ГОСТ 27514-87 с. 6).
Сопротивление системы в относительных единицах
Сопротивление трансформатора энергосистемы равно
тсб= (uк% 100%) · Sб Sнт=(10.5·1000) 100·63 =167. (3.45)
Сопротивление воздушной линии 35 кВ равно
ЛБ= Хо·l·Sб Uб2 = 0.4·9·1000 372 =263. (3.46)
Определим ток короткого замыкания в точке К1 (рис. 3.4).
Суммарное сопротивление для этого случая равно
=с + т. с = 04 + 167 = 207. (3.47)
Ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая составляющая IПt принимается неизменной в течение всего процесса замыкания и равной ее начальному значению IП0 )
IK1 = IП t= IП0 = IБ (1x1) = SБ ( Uб x1) =1000 37 207 = 75 кА. (3.48)
Ударный ток короткого замыкания
iуд = ky IK1= 1875=1903 кА (3.49)
где ky = 18 [4 табл. 5-4] - ударный коэффициент.
Апериодическая составляющая тока к.з.
iat1 = IK1 е –tТа (3.50)
здесь Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей; для установок напряжением выше 1000 В величина Та = 005 с [2 с. 119].
Расчет тока короткого замыкания в точке К2 производится аналогично.
При расчете тока к.з. для варианта с напряжением 110 кВ параметры понижающего трансформатора энергосистемы не учитываются так как питание промышленного предприятия осуществляется с шин напряжением 110 кВ питающей подстанции энергосистемы.
При оформлении пояснительной записки допускается расчет токов короткого замыкания в схеме внешнего электроснабжения для основного варианта приводить в разделе "Расчет токов короткого замыкания" а при выборе электрооборудования по данному варианту ссылаться на соответствующие расчетные данные этого раздела. Для второго варианта который не будет принят расчет токов к.з. следует приводить в данном разделе.
Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов: Учеб. пособие для сред. проф. образования. – 2-е изд. стер. – М.: Издательский центр «Академия» 2004. – 320 с.
Электротехнический справочник: В 3 т. Т.3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии ( Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н.Орлова ( гл. ред. ) и др. ) 7-е изд. испр. и доп.- М.: Энергоатомиздат 1988. - 880с.: ил.
Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия: Методические указания к курсовому проектированию для студентов направления 140200 В.И.Мошкин Н.С.Деркач Т.А.Стрижова. – Курган: Издательство КГУ 2005. – 54 с.

Картограмма нагрузок.cdw