Дипломная работа: Расчет электроснабжения станкостроительного завода

содержание

Аннотация

Список сокращений

Введение

1 Исходные данные для проектирования

1.1 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСТОЧНИКА ПИТАНИЯ

1.2 ХАРАКТЕРИСТИКА РЕЖИМА РАБОТЫ ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБЪЕКТА

1.3 ХАРАКТЕРИСТИКА ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

2.1 РАСЧЕТ СИЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.2 РАСЧЕТ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК ЦЕХОВ

2.2.1 ВЫБОР НОРМИРУЕМОЙ ОСВЕЩЕННОСТИ

2.2.2. ВЫБОР СВЕТИЛЬНИКОВ ОБЩЕГО ОСВЕЩЕНИЯ

2.2.3. РАЗМЕЩЕНИЕ СВЕТИЛЬНИКОВ ОБЩЕГО ОСВЕЩЕНИЯ

2.2.4. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ИСКУССТВЕННОГО ОСВЕЩЕНИЯ

2.3. РАСЧЕТ НАРУЖНОГО ОСВЕЩЕНИЯ

2.4 РАСЧЕТ ОХРАННОГО ОСВЕЩЕНИЯ

3.1 ВЫБОР РЕКОМЕНДОВАННОГО КОЭФФИЦИЕНТА ЗАГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.2 ВЫБОР ЦЕЛЕСООБРАЗНОЙ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ В СООТВЕТСТВИИ С НАГРУЗКАМИ ЦЕХОВ

3.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ТРАНСФОРМАТОРОВ

Минимальное число трансформаторов одной мощности

Оптимальное число трансформаторов

Число трансформаторов мощностью 250 кВ•А

3.4 ВЫБОР МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ТП И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК ПО ТП

3.5 ВЫБОР НИЗКОВОЛЬТНЫХ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

3.6 РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ ЦЕХОВЫХ ТП И ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ НА ШИНАХ 10 КВ

3.7 РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ КАРТОГРАММЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК, ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

4.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, ПРЕДПРИЯТИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, ПОЛУЧАЕМОЙ ОТ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

4.2. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ГПП

4.3. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ

6.1. РАСЧЕТ И ПРОВЕРКА ПИТАЮЩИХ ЛЭП

6.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В ЛЭП

6.3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ПИТАЮЩИХ ЭП С УЧЕТОМ СТОИМОСТИ ГПП

8.1. УТОЧНЕНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С УЧЕТОМ ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ НАГРУЗКИ И РАСЧЕТ СЕЧЕНИЙ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ

10.1. КОМПОНОВКА РП

10.2. КОМПОНОВКА ЦТП

10.3. ПРОВЕРКА АППАРАТОВ

10.3.1. ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ НА СТОРОНЕ 110 КВ

10.3.1 ПРОВЕРКА ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

10.3.2 ВЫБОР ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ НА ТП СО СТОРОНЫ 10 КВ

11.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ЭЛЕКТРОПЕЧНЫХ УСТАНОВОК

11.2 ТИП И ОСОБЕННОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТЫ

11.3 РАСЧЕТ ЗАЩИТ

12.1 ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

12.2 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

12.3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

12.4 ВЫБОР КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ К РП

12.5 ВЫБОР ШИН НА НН

12.6 ВЫБОР ГИБКИХ ПРОВОДОВ НА ВН И СН

12.7 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

13.1 РАСЧЕТ СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ПОТРЕБЛЕННОЙ ПРОМЫШЛЕННЫМ ПРЕДПРИЯТИЕМ ЗА ГОД

13.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОЙ ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ РАБОЧИХ И ИТР ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВА ПРЕДПРИЯТИЯ

13.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ НА СОЦИАЛЬНЫЕ НУЖДЫ

13.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВЫХ АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ НА РЕНОВАЦИЮ

13.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ В РЕМОНТНЫЙ ФОНД

13.6 РАСЧЕТ СТОИМОСТИ МАТЕРИАЛОВ, РАСХОДУЕМЫХ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ И ОБСЛУЖИВАНИИ ЭЛЕКТРОХОЗЯЙСТВА ПРЕДПРИЯТИЯ ЗА ГОД

13.7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОЧИХ ЕЖЕГОДНЫХ ЗАТРАТ

13.8 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ СЕБЕСТОИМОСТИ

ПРОДУКЦИИ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

13.9 РАСЧЕТ УДЕЛЬНОЙ ВЕЛИЧИНЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОДУКЦИИ

14.1 НАЗНАЧЕНИЕ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

14.2 ВЫБОР ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ СХЕМЫ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА НА ГПП

14.3 РАСЧЕТ СЛОЖНОГО ЗАЗЕМЛИТЕЛЯ В ДВУХСЛОЙНОЙ ЗЕМЛЕ

14.4. ПОРЯДОК ПОЛЬЗОВАНИЯ СРЕДСТВАМИ ЗАЩИТЫ

14.5.МОЛНИЕЗАЩИТА ГПП

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Аннотация

В настоящем дипломном проекте рассмотрены вопросы электроснабжения завода тяжелого машиностроения в следующей последовательности: определение нагрузок, составление графиков нагрузок, определение центра электрических нагрузок, выбор схемы электроснабжения, выбор мощности конденсаторных установок, выбор мощности трансформаторов, выбор напряжений, расчет сетей завода, расчет токов к.з., релейная защита трансформаторов ДСП, экономическая часть и охрана труда.

Список сокращениЙ

СД - синхронный двигатель

АД - асинхронный двигатель

РП - распределительный пункт

ИС - источник света

ЛН - лампы накаливания

ГЛ - газоразрядные лампы

ОУ - осветительная установка

КСС - кривая силы света

ТП - трансформаторная подстанция

ГПП - главная понизительная подстанция

НБК - низковольтные батареи конденсаторов

КРУ - комплектное распределительное устройство

ЛЭП - линия электропередач

ВБК - высоковольтные батареи конденсаторов

РУ - распределительное устройство

КЗ - короткое замыкание

КТП - комплектная трансформаторная подстанция

ВН - высокое напряжение

СН - среднее напряжение

НН - низкое напряжение

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

ОРУ - открытое распределительное устройство

ЦП - цеховые подстанции.

Введение

Электроснабжение является одной из составных частей обеспечения народного хозяйства страны. Без электроснабжения в настоящее время не обходится ни одна промышленность, город и т.д. Одной из задач электроснабжения является обеспечение электроэнергией какого-либо объекта для нормальной работы и жизнедеятельности.

Энергетическая программа, разработанная на длительную перспективу, предусматривает прежде всего широкое внедрение энергосберегающей техники и технологии.

В связи с этим важное значение принимает рационализация энергосбережения, включающая в себя уменьшения удельного расхода электроэнергии и увеличения электровооруженности отрасли народного хозяйства. Важным условием этой задачи является организация доступной и качественной системы учета электроэнергии, потребляемой промышленным предприятием.

Основной задачей в электроснабжении является автоматизация с целью обеспечения бесперебойной работы предприятия. Автоматизация позволяет перевести большинство подстанций на работу без постоянного дежурного персонала, что уменьшает эксплуатационные расходы и способствует сокращению числа аварий по вине персонала.

В данном дипломном проекте произведен полный расчет системы электроснабжения промышленного предприятия с учетом специфики его работы.

1 Исходные данные для проектирования

Исходными данными для проектирования системы электроснабжения завода тяжелого машиностроения является:

· генеральный план предприятия;

· установленная мощность по цехам таблица 1.1.;

· характеристика технологического процесса;

· характеристика режима работы проектируемого объекта;

· характеристика высоковольтных потребителей.

Таблица 1.1 Наименование цехов и их установленные мощности

1.1 Характеристика источника питания

Источником питания для проектируемого предприятия является районная подстанция энергосистемы, расположенная на расстоянии 27 км от завода.

Данные системы: мощность системы S_{c *} = 1400 МВА, Х_с* = 0,32.

На подстанции установлены два трехобмоточных трансформатора, работающих параллельно со следующими параметрами: тип и мощность трансформаторов – ТРДЦН-63000/110, напряжения – U_вн =110 кВ, U_сн =35 кВ, U_нн =10 кВ.

1.2 Характеристика режима работы проектируемого объекта

Развернутая характеристика проектируемого предприятия с точки зрения надежности электроснабжения отдельных цехов приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Характеристика сред и помещений

Годовое число часов работы силовых приемников определяется по выражению:

Т_г = (365 – m)×n×T_см ×k_пр – Т_пр , (1.1)

где m – число выходных и праздничных дней, m = 111;

n – число смен, n = 2;

T_см – продолжительность смены, T_см = 8 ч;

k_пр – коэффициент, учитывающий аварийные простои предприятия в течении года, принимается в диапазоне 0,96 – 0,98, k_пр = 0,97;

Т_пр - общее время, на которое сокращается рабочий день перед праздниками, Т_пр =7 ч.

Тогда Т_г = (365 – 114)×2×8×0,97 – 7 = 3935,08 ч.

Рисунок 1.1 Типовой суточный график электрических нагрузок завода тяжелого машиностроения

Рисунок 1.2 Годовой график электрических нагрузок по продолжительности завода тяжелого машиностроения

По годовому графику нагрузок по продолжительности рассчитаем годовое число часов использования максимума активной мощности Т_max , ч и время максимальных потерь :

годовое число часов использования максимума нагрузки, ч:

T_max =

где P_i – мощность i-ой ступени графика, %;

T_i – продолжительность i-ой ступени графика, ч.

время максимальных потерь,ч:

4573,8 ч.

1.3 Характеристика высоковольтных потребителей

К высоковольтным электроприемникам относятся синхронные двигатели, а также индукционные и дуговые электропечи.

Синхронные двигатели (СД) напряжением 6 – 10 кВ устанавливаются, в компрессорных, а асинхронные двигатели (АД) – в насосной 2-го подъема. Как правило, двигатели подключаются к РП, расположенным в цехах, где установлены высоковольтные потребители. Допускается питание высоковольтных электроприемников от шин ГПП, если они расположены недалеко от нее. Защита двигателей может осуществляться при помощи предохранителей или релейной защиты (РЗ), действующей на отключающие аппараты (автоматы, контакторы, выключатели). На СД устанавливают РЗ от следующих видов повреждений: многофазных коротких замыканий в двигателе и на его вводах; однофазных замыканий на землю; токов перегрузки; снижения напряжения; асинхронного режима работы. Для защиты двигателей применяют максимальную токовую отсечку или продольную диф. защиту.

Дуговые сталеплавильные печи (ДСП) – это трехфазные электроприемники, работающие циклично в повторно – кратковременном режиме с резкими колебаниями тока. ДСП устанавливаются в литейных и сталеплавильных цехах. Основное назначение ДСП – выплавка стали из металлического лома. Такой процесс очень энергоемок: на 1 т выплавленной стали расходуется от 500 до 1000 кВт×ч электроэнергии.

Горящая в печи дуга между электродами и металлом нестабильна, длина ее невелика. Небольшие изменения в положении электрода или металла вызывают либо обрыв дуги, либо короткое замыкание. Мощные ДСП являются причиной возникновения высших гармоник тока и напряжения и колебания напряжения в системе электроснабжения предприятия. Поэтому схема внутризаводской сети должна строиться так, чтобы свести к минимуму неблагоприятные последствия, что достигается питанием этих потребителей от отдельных РП или секций шин ГПП, разделением ДСП и других потребителей с помощью сдвоенных реакторов или трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения. При наличии в цехе ДСП нельзя использовать в качестве компенсирующих устройств статические конденсаторы, на которые отрицательно влияют высшие гармоники.

ДСП питаются от трехфазных печных трансформаторов со встроенными реакторами. Напряжение питания для печных трансформаторов 6, 10, 35 и 110 кВ. Выключатели трансформаторов должны отключать до 2 – 3 эксплуатационных к.з. за каждую плавку.

ДСП относятся к потребителям 2 категории, так как они не критичны к кратковременным перерывам подачи энергии.

Для литейного цеха выбираем дуговые сталеплавильные печи типа ДСП-6 и печной трансформатор со следующими параметрами: Р_н = 2,5 МВА; cosj = 0,84; ПВ=75%.

Для компрессорной по исходным данным к дипломному проектированию выбираем синхронные двигатели со следующими параметрами: тип двигателя СДН-14-44-10, U_н =10кВ, n=600 об/мин, Р_н = 630 кВт, Q_ном = 325 квар, К₁ = 5,6 кВт, К₂ = 4,06 кВт

Для насосной 2-го подъема по исходным данным к дипломному проектированию выбираем асинхронные двигатели со следующими параметрами: тип двигателя А4-85/49-4У3, Р_н = 800 кВт; h_н = 94,9%, сosj = 0,88.

2 Расчет электрических нагрузок проектируемого объекта

2.1 Расчет силовых электрических нагрузок

Нагрузка потребителей задана суммарным значением без указания числа и мощности отдельных приемников, максимальная расчетная нагрузка определяется по формуле

, (2.1)

Qмс = Р_мс ∙tgj (2.2)

где К_с - коэффициент спроса, принимается по справочным данным;

Р_н - установленная мощность цехов.

Все расчеты сводятся в таблицу 2.1 и 2.2.

Таблица 2.1 Расчетные силовые нагрузки 0,4 кВ

Таблица 2.2 Расчетные силовые нагрузки 10 кВ

2.2 Расчет осветительных нагрузок цехов

2.2.1 Выбор нормируемой освещенности

Тип источника света (ИС) должны производиться с учетом световой отдачи, срока службы, спектральных и электрических характеристик. Для внутреннего и внешнего освещения возможно применение лампы накаливания (ЛН), а также газоразрядных источников света (ГЛ), такие как ЛЛ, ДРЛ, МГЛ и другие.

Люминесцентные лампы обязательны при повышенных требованиях к светоотдаче и рекомендуется применение при большей протяженности рабочих мест и при работе с блестящими предметами. Также при низких помещениях 6 - 8 м наиболее экономичны ОУ с ЛЛ. При освещении системой одного общего освещения помещений в которых выполняются работы зрительных разрядов 1 - 5, целесообразно применять ЛЛ.

Лампы накаливания для общего освещения рекомендуется применять в помещениях, где проводятся зрительные работы 6 - 8 разрядов, а также если установка других ИС технически и экономически не целесообразна, помещений с тяжелыми условиями среды, если отсутствуют ОУ с ГЛ предназначенные для данных условий.

При выборе типа источника света необходимо учитывать, что в низких помещениях (не выше 6 - 8 м) наиболее экономичны ОУ с ЛЛ, в помещениях высотой от 8 - 10 до 20 м наименьшие затраты имеют место для ОУ с ДРЛ

Выбор системы освещения

При технической невозможности или нецелесообразности устройства местного освещения допускается использование системы общего освещения. Система общего освещения должна использоваться для помещений, в которых выполняются зрительные работы 5 - 8 разрядов. Общее освещение, в том числе и в системе комбинированного, выполняется равномерным распределением источников света. Локализованное освещение используется для освещения вертикального освещения, выполняется в помещениях относящихся к 1, 2а, 2б, а также к 2в, 2г, 3 и 4 разрядами зрительных работ.

Во вспомогательных помещениях применяется обычно система общего освещения с равномерным распределением светильников.

Выбор уровня освещенности.

Норма освещенности при проектировании устанавливается по отраслевым нормативным документам. При отсутствии указанных документов уровень нормативной освещенности устанавливается в соответствии со СНиП 23-05-95. При этом необходимо учитывать разряд зрительных работ, выбранный источник света, используемую систему освещения, отсутствие или наличие естественного света, особые случаи, требующие изменения освещенности на одну ступень.

При наличии комбинированного освещения, общее должно составлять 10% всей нормируемой освещенности. При этом наибольшее значение не должно превышать 500 лк при газоразрядных и 100 лк при лампах накаливания.

2.2.2. Выбор светильников общего освещения

Светотехнический выбор светильника

Одной из основных характеристик светильника является его светораспределение, которое характеризуется классами и видами кривых силы света (КСС).

Для освещения производственных предприятий в основном используются кривые К, Г, Д, Л. Чем выше помещение и чем выше нормируется освещенность, тем более концентрированными КСС должны обладать световые приборы.

Выбор светильников по конструктивному исполнению

Конструктивное исполнение светильников должно обеспечивать, пожарную безопасность, взрывобезопасность при установке во взрывоопасных помещениях, электробезопасность, надежность, долговечность, стабильность характеристик в данных условиях среды, удобство обслуживания.

2.2.3. Размещение светильников общего освещения

Светильники должны быть размещены таким образом чтобы обеспечивать: безопасность и удобный доступ к светильникам для обслуживания; создания нормируемой освещенности наиболее экономичным путем; соблюдение качества освещения; наименьшая протяженность и удобство монтажа групповых сетей; надежность применения светильников; соблюдением типа ИС, рекомендуемой КСС, строительных параметров здания. Размещение светильников может быть комбинированным или локализованным.

Равномерность распределения освещенности по освещаемой горизонтальной поверхности зависит от схемы расположения светильников, размещение их по длине и ширине помещения, расстояния крайних рядов светильников от стен или ряда колон, которое стоит принимать равным 0,3 -0,5 от расстояния между рядами светильников.

2.2.4. Расчет параметров искусственного освещения

Светотехнический расчет осветительных установок выполняется методом удельных мощностей. Расчет производится на примере компрессорной.

Задается высота производственного помещения и определяется расчетная высота по формуле:

h_р =h-h_c -h_г , (2.3)

где h – высота помещения, м;

h_c – высота свеса светильника, для ЛЛ прикрепленной к потолку, hc =0 м;

h_г – высота плоскости нормирования освещенности.

h_р = 6,0-0-0,8=5,2 м.

Рассчитывается индекс помещения по формуле:

, (2.4)

где a и b – длина и ширина модуля, м.

.

Выбираются коэффициенты отражения: потолка – 50%, стен – 30%, рабочей поверхности – 10%.

Выбирается тип светильника и источника света в зависимости от характеристики среды, а также от кривых светораспределения.

Выбирается осветительная установка с ЛЛ, тип светильников ЛСП 06.

Светильник ЛСП 06 имеет КСС – Г-1 .

Удельная мощность

, (2.5)

где - удельная мощность общего равномерного освещения при =100 лк (условный КПД=100%, , , , Z=1,1);

- КПД светильника в нижнюю полусферу

Вт/.

Максимальную активная мощность равна:

Р_уст = w_расч ∙F_цеха ,, (2.6)

где F_цеха – площадь цеха.

Р_уст = 10,15∙1944∙10^-3 = 19,73 кВт.

Активная расчетная мощность определяется по коэффициенту спроса, который для данного цеха принимается 0,85. Учитываются потери в ПРА равные 10% для ламп ДРЛ, для ЛЛ потери в ПРА равны 20%.

, (2.7)

квт.

Реактивная мощность определяется по коэффициенту мощности, для ламп ДРЛ cosj=0,5, tgj=1,73; для ламп ЛЛ cosj=0,95, tgj=0,33.

, (2.8)

квар.

Расчет для остальных цехов производится аналогично и сводится в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 Расчетные осветительные нагрузки цехов

2.3. Расчет наружного освещения

При проектировании освещения дорог используются типовые решения.

Расчет ведем для светильников типа РКУ 01-250-011 с лампами ДРЛ мощностью 250Вт, которые установлены на опорах в ряд освещаемого проезда. Схема расположения светильников – односторонняя. Ширина дороги – 10 м.

Нормативная минимальная освещенность Е_н = 2 лк, выбирается по таблице 1.7 /16/, в зависимости от интенсивности движения транспорта от 10 до 50 ед./ч для основных дорог. Светораспределение светильника – широкое, КСС – «Ш».

Коэффициент запаса светильников с газоразрядными лампами К_з =1,5

Для лампы ДРЛ мощностью 250 Вт световой поток равен 13500 лм, КСС светильника - «Ш», тогда по таблице 1.8 /16/ определяем наименьшую высоту установки светильника 9,5м.

Для определения относительной освещенности предварительно необходимо определить коэффициент ρ³ , для этого рассчитывается отношение и по таблице 1.12 /16/ определяется ρ³ . Полученный результат отличается от приведенных величин в таблице, поэтому его необходимо интерполировать: ρ³ = 2,205.

Сумма относительных освещенностей:

47,76 лк..

Учитывая, что минимальная освещенность в точке А, (см. рисунок 2.1) создается одновременно двумя ближайшими светильниками, получаем:

=23,88 лк..

D

d b = x

A a = y =D/2

Рисунок 2.1 Расположение точки минимальной освещенности А относительно расположения светильников на освещаемой поверхности

По графикам условных изолюкс (рисунок 1.7 /16/) по величинам ε и ξ = (из таблицы 1.12 /16/) определяем η = 1,8. По таблице 1.12 /16/ и по полученному расчетному значению определяем стандартное значение η, (в верхней строке соответствующей графы) η =2,31.

Так как , отсюда y = 2,31·9,5 = 21,945 м, тогда шаг светильника:

м

Округляя до ближайшего целого, получаем D = 44 м.

Протяженность дорог L = 3,3 км.

Количество светильников: N = L/D = 3300/44 = 75 шт.

Активная мощность нагрузки наружного освещения определяется по формуле

Р = Р_л ∙N∙

Р = 0,25∙75∙1,1= 20,625 кВт

Q = 20,625∙1,73 = 35,68 квар.

Для второстепенных дорог и проездов – расчет аналогичен.

Расчет ведем для светильников типа РКУ 01-250-011 с лампами ДРЛ мощностью 250Вт, которые установлены на опорах в ряд освещаемого проезда. Схема расположения светильников – односторонняя. Ширина дороги – 6 м.

Нормативная минимальная освещенность Е_н = 1 лк, выбирается по таблице 1.7 /16/, в зависимости от интенсивности движения транспорта менее 10 ед./ч для второстепенных дорог. Светораспределение светильника – широкое, КСС – «Ш».

Коэффициент запаса светильников с газоразрядными лампами К_з =1,5

Для лампы ДРЛ мощностью 250 Вт световой поток равен 12500 лм, КСС светильника - «Ш», тогда по таблице 1.8 /16/ определяем наименьшую высоту установки светильника 9,5м.

Для определения относительной освещенности предварительно необходимо определить коэффициент ρ³ , для этого рассчитывается отношение и по таблице 1.12 /16/ определяется ρ³ = 1,575.

Сумма относительных освещенностей:

17,06 лк..

Учитывая, что минимальная освещенность в точке А, (см. рисунок 2.1) создается одновременно двумя ближайшими светильниками, получаем:

=8,53 лк..

По графикам условных изолюкс (рисунок 1.7 /16/) по величинам ε и ξ = (из таблицы 1.12 /16/) определяем η = 2,7. По таблице 1.12 /16/ и по полученному расчетному значению определяем стандартное значение η, (в верхней строке соответствующей графы) η =3,09.

Так как , отсюда y = 3,09·9,5 = 29,355 м, тогда шаг светильника:

м

Округляя до ближайшего целого, получаем D = 59 м. Шаг опор для светильников получился большим. Целеесообразнее для уменьшения шага использовать лампы мощностью 125 Вт. Протяженность дорог L = 1,605 км.

Количество светильников: N = L/D = 1605/59 = 27 шт.

Активная мощность нагрузки наружного освещения определяется по формуле

Р = Р_уд ∙N∙

Р = 0,125∙27∙1,1= 3,713 кВт

Q = 3,713∙1,73 = 6,423 квар.

2.4 Расчет охранного освещения

По СНиП 23-05-95 охранное освещение (при отсутствии специальных технических средств охраны) должно предусматриваться вдоль границ территорий, охраняемых в рабочее время, освещенность должна быть равна 0,5 лк на уровне земли в горизонтальной плоскости.

Расчет ведем для светильников типа СПО-200, мощность лампы 200 Вт.

Ширина освещаемой зоны 10 м. Нормированная минимальная освещенность Е_н =0,5лк.

Высота расположения светильников 6 м.

Коэффициент запаса светильников с лампами накаливания К_з =1,3.

Световой поток лампы 2920 лм.

L

периметр

b – ширина охраняемой зоны

d

A

Рисунок 2.2 Расположение светильников и контрольной точки

, откуда минимальная освещенность:

; 8,014 лк.

Учитывая, что минимальная освещенность в точке А, (см. рисунок 2.2) создается одновременно двумя ближайшими светильниками, получаем:

и = 4 лк..

По рис. 1.6 /16/ определяется отношение h/d = 0,37, откуда расстояние до освещаемой точки d = 1622 м, тогда шаг светильника:

, м.

Округляя до ближайшего целого, получаем D = 26 м.

Протяженность охранной зоны L = 2,505 км.

Количество светильников: N = L/D = 2505/26 = 87 шт.

Активная мощность нагрузки наружного освещения определяется по формуле

Р = Р_л ∙N

Р = 0,2∙87 = 19,2 кВт

3. Выбор числа и мощности цеховых ТП и компенсирующих устройств

3.1 Выбор рекомендованного коэффициента загрузки

трансформаторов

Наивыгоднейшая загрузка цеховых трансформаторов зависит от категорийности питаемых электроприемников, от числа трансформаторов и способа резервирования. Рекомендовано, как правило применять следующие коэффициенты загрузки (Кз):

а) при преобладании нагрузок 1-й категории при двухтрансформаторных подстанциях Кз=0,65-0,7;

б) при преобладании нагрузок 2-й категории при однотрансформаторных подстанциях и взаимном резервировании трансформаторов по связям вторичного напряжения Кз=0,7-0,8;

в) при преобладании нагрузок 2-й категории при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках 3-й категории Кз=0,9-0,95.

3.2 Выбор целесообразной мощности трансформаторов в

соответствии с нагрузками цехов

В качестве ТП используем комплектные трансформаторные подстанции, которые располагаем в помещениях цехов. Крупные цеха имеют свои ТП, а мелкие получают питание от ТП ближайших крупных цехов через низковольтные РП.

Распределение нагрузок по цехам показано в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Определение расчетной нагрузки на напряжении 0,4 кВ

Таблица 3.2 Определение расчетной нагрузки на напряжении 10 кВ

Число трансформаторов на цеховых подстанциях определяется в зависимости от категории надежности электроснабжения, удельной плотности нагрузки, числа рабочих смен, размеров цеха и др. Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется выбирать:

при преобладании нагрузки 1-й категории;

при наличии электроприемников особой группы;

для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (насосные и компрессорные станции, газовое хозяйство и т.п.).

При системе двухтрансформаторных подстанций также необходим складской резерв для быстрого восстановления нормального питания потребителей в случае выхода из работы одного из трансформаторов на длительный срок.

Цеховые подстанции с числом трансформаторов более двух, как правило, экономически нецелесообразны и на новых предприятиях применяются в виде исключения только при надлежащем обосновании, например:

если имеются мощные электроприемники, сосредоточенные в одном месте;

если нельзя рассредоточить подстанции по условиям технологии или окружающей среды, например на текстильных фабриках, на некоторых предприятиях химии и в других аналогичных случаях;

при питании совмещенных территориально цеховых нагрузок различного характера: силовые, электросварочные и другие, которые нельзя питать от общих трансформаторов.

Работа трансформаторов как на цеховых подстанциях, так и на ГПП почти всегда бывает раздельная. Это упрощает релейную защиту и уменьшает токи КЗ в сети вторичного напряжения. Последнее особенно важно для выбора коммутационных аппаратов на напряжении до 1000 В, которые имеют недостаточную коммутационную способность и электродинамическую стойкость при трансформаторах мощностью 1000 кВА и более.

При выборе трансформаторов следует иметь в виду, что в связи с ростом удельных плотностей электрических нагрузок во всех отраслях промышленности повысились наивыгоднейшие мощности цеховых подстанций по сравнению с теми, которые были рекомендованы в начале внедрения принципа разукрупнения цеховых подстанций.

• при плотности нагрузки до 0,2 кВА/м² целесообразно применять трансформаторы мощностью до 1000 кВА включительно;

• при плотности 0,2—0,3 кВА/м² и мощности цеха более 3000 Вт — мощностью 1600 кВА;

• при плотности более 0,3 кВА/м² целесообразность применения трансформаторов мощностью 1600 или 2500 кВА следует определять технико-экономическими расчетами.

При технико-экономическом сопоставлении следует учитывать возрастание токов КЗ на вторичном напряжении при применении трансформаторов большей мощности.

По условиям надежности действия защиты от однофазных коротких замыканий в сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью следует применять на цеховых ТП трансформаторы со схемой соединения обмоток треугольник-звезда.

Плотность нагрузки по цехам представлена в таблице 3.3.

Таблица 3.3 Плотность нагрузки по цехам

В результате анализа мощности, площади и месторасположения цехов предполагается установка трансформаторов мощностью 250 кВ·А и 400 кВ·А.

3.3 Определение числа трансформаторов

Минимальное число трансформаторов одной мощности

, (3.2)

где Р_{М S} - суммарная мощность цехов, где установлены трансформаторы одной мощности, кВт;

К_з – коэффициент загрузки трансформаторов;

S_н.т. – номинальная мощность трансформатора, кВА.

DN – добавка до ближайшего целого числа.

Оптимальное число трансформаторов

, (3.3)

где m – дополнительное число трансформаторов, определяется по рисунку 9.2 /17/.

Число трансформаторов мощностью 400 кВ·А

,

Число трансформаторов мощностью 250 кВ·А

,

3.4 Выбор местоположения ТП и распределение нагрузок по ТП

На проектируемом заводе устанавливаются КТП с трансформаторами ТМЗ 250/10 и ТМЗ 400/10. При питании от ТП нескольких РУ – 0.4 кВ ТП устанавливается в цехе с наибольшей нагрузкой. Если ТП необходимо ставить в цехе со взрыво-пожароопасной средой, то необходимо выполнять его отдельно стоящим, на расстоянии 12 –25 м от цеха. Если S_уд ³(0,2¸0,3) кВ·А/м² , то рекомендуется разносить трансформаторы по цеху, с целью уменьшения потерь. В таблице 3.4 приведено распределение нагрузки по ТП.

Таблица 3.4 Распределение нагрузки по ТП

Используются трансформаторные подстанции типа КТП-250/10/0,4 и КТП-400/10/0,4. При выборе числа и мощности трансформаторов учитывается необходимость максимального приближения полученного коэффициента загрузки трансформаторов К_з к выбранному ранее по /3/ значению 0,8.

3.5 Выбор низковольтных компенсирующих устройств

Суммарную расчетную мощность компенсаторных батарей низкого напряжения (НБК), устанавливаемых в цеховой сети, определяют по формуле

, (3.4)

где Q_нк1 - суммарная мощность НБК, которую находим по формуле

, (3.5)

где Q_{max m} - наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы данной номинальной мощности, в сеть напряжением 0,38 кВ, определяемая по формуле

, (3.6)

где N_опт , К_з , S_н.тр - соответственно оптимальное число, коэффициент загрузки трансформаторов единой мощности S_{н тр} ;

P_p , Q_p - соответственно расчетные максимальные активная и реактивная мощности нагрузок трансформаторов единой мощности;

Q_нк2 - дополнительная мощность, которую рассчитывают по формуле

, (3.7)

где g - коэффициент, который для двухступенчатой схемы питания трансформаторов от распределительных пунктов определяется по /17/ по формуле

(3.8)

где К_р1 = 9 - коэффициент, который определяется по /17/ в зависимости от числа смен работы предприятия и района его размещения;

коэффициент g для магистрали с числом трансформаторов более трех находим по формуле

(3.9)

Для ТП, питающихся от РП с синхронными высоковольтными двигателями, Q_нк2 не рассчитывается. Кроме того, в случае, если Q_нк2 < 0 , то принимается Q_нк2 = 0 .

По табл. 4 - 34 /8/ подбираются комплектные конденсаторные установки напряжением U_н = 0,38 кВ с таким расчетом, чтобы их стандартная мощность Q_{нк ст} была максимально приближена к расчетному значению Q_нк .

Определяем число и мощность НБК ТП1.

Коэффициент g определяется по формуле (3.9)

Находится наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через трансформатор мощностью S_{н тр} = 400 кВА по (3.6)

квар

Определяется суммарная мощность НБК Q_{нк1 S} для данного цеха по формуле (3.5)

квар.

Дополнительная мощность НБК Q_нк2 для ТП1 по формуле (3.7)

квар

Суммарную расчетную мощность конденсаторных батарей низкого напряжения, устанавливаемых в цеховой сети, определяем по формуле (3.4)

квар.

Выбираются конденсаторная установка типа 4хУКМ 58-04-300-33,3 УЗ суммарной мощностью 1200 квар. Тогда недокомпенсированная мощность: Q_н =1190,79–1200=-9,21 квар.

Для остальных ТП расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицу 3.5.

Таблица 3.4 Выбор компенсирующих устройств на напряжении 0,4 кВ

3.6 Расчет потерь мощности в трансформаторах цеховых ТП и

определение расчетной нагрузки на шинах 10 кВ

В цеховых КТП установлены трансформаторы ТМЗ - 250 и ТМЗ – 400 со следующими пасортными данными по таблице 5.2.1 /15/:

Таблица 3.5 Паспортные данные трансформаторов

Определяются потери активной мощности в трансформаторах ТП по формуле

, (3.11)

где DP_х , DP_к - потери активной мощности соответственно холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе ТП;

К_з - коэффициент загрузки трансформатора с учетом мощности НБК, который определяется по формуле

, (3.12)

где S_{р тп} - расчетная максимальная мощность ТП, рассчитываемая по формуле

, (3.13)

,

Потери реактивной мощности в трансформаторах ТП определяются по формуле

, (3.14)

где DQ_хх , DQ_к , - потери реактивной мощности в трансформаторах ТП определяемые по формуле

, (3.15)

, (3.16)

где I_хх% , U_к% - соответственно ток холостого тока и напряжение короткого замыкания трансформатора, определяемые по таблице 5.2.1 /15/.

Определяются приведенные потери активной мощности в трансформаторах ТП по (3.11), где за потери мощности принимаем приведенные потери холостого хода DP’_х и короткого замыкания DP’_к , которые определяем по формулам

, (3.17)

, (3.18)

где К_ип - коэффициент изменения потерь, который для цеховых ТП равен 0,07, для ГПП равен 0,05.

Определяются потери мощности в трансформаторах ТП1. Рассчитывается максимальная мощность нагрузки этого ТП по (3.13)

кВА

Коэффициент загрузки рассчитывается по (3.12)

.

Потери активной мощности в трансформаторах ТП1 по (3.11)

кВт.

Потери холостого хода в одном трансформаторе ТП1 по (3.15)

квар.

Потери короткого замыкания в одном трансформаторе ТП1 по (3.16)

квар.

Полные реактивные потери в трансформаторах ТП1 определяются по формуле (3.14)

квар.

Приведенные потери активной мощности холостого хода и короткого замыкания по (3.17), (3.18)

кВт.

кВт.

Полные активные потери в трансформаторах ТП1 по (3.11)

кВт.

Расчет потерь мощности в трансформаторах остальных ТП аналогичен. Результаты расчета приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 Расчет потерь мощности в цеховых ТП

Активная мощность нагрузки на шинах 10 кВ с учетом потерь в трансформаторах ТП определяется по формуле

(3.19)

Расчетная силовая нагрузка цеха на шинах 10 кВ с учетом потерь мощности в трансформаторах ТП определяется по формуле

(3.20)

Определяется расчетная силовая нагрузка цеха по формулам (3.19), (3.20)

кВт,

квар,

кВА.

Расчет для остальных цехов аналогичен. Результаты сведены в таблицу 3.7.

Таблица 3.7 Расчетная мощность нагрузки на шинах 10 кВ цеховых ТП

3.7 Расчет и построение картограммы электрических нагрузок,

определение центра электрических нагрузок

Для нахождения места размещения ГПП и ТП на генеральном плане предприятия наносится картограмма нагрузок Р_i , представляющих собой окружности, площади которых равны pR² и в выбранном масштабе М равны расчетной нагрузке Р_i данных цехов.

, (3.21)

Круг делится на сектора, каждый из которых равен нагрузке осветительной, силовой на низкой и высокой стороне.

Площадь круга равна расчетной мощности цеха

, (3.22)

, (3.23)

где R - радиус круга данного цеха, мм;

m - масштаб, принимаем к расчету 1 кВт = 0,1 мм² .

, (3.24)

Находятся углы секторов, соответствующие силовой нагрузке на низкой и высокой сторонам, осветительной нагрузкам

, (3.25)

, (3.26)

. (3.27)

Все результаты расчетов приведены в таблицу 3.6.

Центром электрических нагрузок является точка с координатами Х_о , У_о , где сосредоточенна основная нагрузка

, (3.28)

(3.29)

где Х_i , Y_i - геометрические координаты i - го цеха;

Р_i - активная мощность нагрузки i - го цеха;

SР_i - суммарная активная мощность нагрузки всего предприятия, кВт.

, (3.30)

где Р_{м S} - сумма активных силовых и осветительных нагрузок;

Р_в/в - сумма активных нагрузок напряжением 10 кВ;

n - количество цехов.

Результаты расчета картограммы нагрузок приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 Расчет картограммы электрических нагрузок

Результаты определения центра электрических нагрузок сведены в таблицу 3.9.

Таблица 3.9 Определение центра электрических нагрузок предприятия

4. Выбор числа и мощности трансформаторов на ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ

Основными требованиями при выборе числа трансформаторов ГПП являются: надежность электроснабжения потребителей, а также минимум приведенных затрат на трансформаторы. Надежность электроснабжения потребителей II категории обеспечивают резервами, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала.

Применяются двух трансформаторные подстанции, которые экономически более целесообразны чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов.

4.1. Определение расчетной активной мощности, предприятия и реактивной мощности, получаемой от энергосистемы

Расчетная активная мощность

, (4.1)

где Р_{м å (0,4кВ)} - суммарная активная мощность цеховых трансформаторных подстанций с учетом потерь, кВт;

Р_{м å в/в} - суммарная активная высоковольтная мощность Р_{м å в/в} = 8130 кВ

, кВт

Определение оптимальной реактивной мощности Q_э1 , передаваемой из энергосистемы в сеть в период максимальных нагрузок энергосистемы.

Расчет Q_э1 производится двумя способами.

I способ (4.2)

где a = 0,25 при U_н = 110 кВ и 0,2 при U_н = 35 кВ.

Расчет приводится для напряжений 110 и 35 кВ

квар

квар

II способ

, (4.3)

где Q_{м S} - суммарная реактивная мощность, квар;

Q_{сд.э S} - мощность вырабатываемая СД, квар;

N_сд - количество установленных СД

, (4.4)

где Q_р - суммарная мощность цеховых ТП с учетом потерь

Q_в/в - суммарная мощность высоковольтной нагрузки 10 кВ.

квар

Экономически целесообразную загрузку по реактивной мощности определяют по формуле:

, (4.5)

где Q_н.сд - номинальная мощность СД;

З_вк - удельная стоимость 1 квар конденсаторной батареи;

К_1сд , К_2сд - потери в СД, при его номинальной реактивной мощности;

С_рп - расчетная стоимость потерь, принимается 557,8 руб (за год умножается на 12).

, (4.6)

где Е_н , Е_а , Е_тр - нормативные коэффициенты для линий, оборудования и НБК, приведены в таблице 4.1;

DР_уд - удельные потери мощности, равные 0,003 кВт;

Q_бат - мощность НБК, принятая равной 330 квар из условия Q_бат ³ Q_{н. сд} ;

К_яч , К_бат - стоимость ячейки КРУ и НБК мощностью 330 квар, с учетом НДС принимаемые К_бат = 132,2 тыс. руб. (прайс-лист ООО «Энергопромавтоматика»), К_яч = 264,65 тыс. руб. (прайс-лист «Волготехкомплект»).

Таблица 4.1 Нормативные коэффициенты

Определение З_вк производится по формуле (4.6)

= 0,256 тыс. руб.

Определение Q_{сд.э S} производится по формуле (4.5)

квар

Если окажется, что Q_{сд.э S} > Q_сд , то принимаем Q_{сд.э S} = Q_сд ,определяемый по формуле

, (4.7)

где К_сд - коэффициент загрузки СД по активной мощности

, (4.8)

где Р_нз , Р_н - заданная и номинальная мощности СД, соответственно 1417,5 и 630 кВт,

квар

квар

При дальнейшем расчете используются наименьшее значение Q_э1 , т.е. значение Q_э1 рассчитанное I способом по формуле (4.2)

квар

квар

4.2. Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП

Как было отмечено выше, основную долю нагрузки предприятия составляют потребители II категории, для питания которых используются два масляных трансформатора.

Выбор мощности производится для двух напряжений: 110кВ и 35 кВ.

Определение полной мощности производится по формуле

, (4.9)

где К_рм - коэффициент разновременности максимума нагрузок, равный 0,95;

Р_S - принимается равной Р_{р S} = 14497,05 кВт;

Q_э1 - принимается равной квар для 110 и квар для 35 кВ.

Для 110 кВ

кВА

Если на ГПП устанавливается два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию

, (4.10)

кВА

где К_з - коэффициент загрузки равный 0,8.

Выбор силового трансформатора производится по таблице 5.2.2 /15/.

Расчет и выбор силового трансформатора на 35 кВ производится аналогично и сводится в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 Паспортные данные силового трансформатора

4.3. Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторах

Данный расчет производится аналогично п. 3.5.

Результаты расчетов сведены в таблицу 4.3

Потери энергии в трансформаторе DW_тр определяются по следующей формуле:

, (4.11)

где Т_вкл - время включения, принимаемое равным 8760 ч.

t_м - время максимальных потерь, равное 4573,8 ч.

622315,78 кВт ч

Определение потерь мощности и энергии, в трансформаторах на 35 кВ производится аналогичным образом и сводится в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 Потери мощности и энергии в трансформаторах

5. Выбор принципиальной схемы подстанции

Выбирается схема ГПП с перемычкой с высокой стороны, что повышает надежность электроснабжения. При нормальном режиме перемычка разомкнута. ГПП выполнена на основе блочного типа КТПБ-110/10.

Упрощенная схема ГПП приведена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 Типовая схема подстанции 110/10кВ.

6. Выбор рационального напряжения питающих ЛЭП

6.1. Расчет и проверка питающих ЛЭП

Выбор питающих ЛЭП производится по экономической плотности тока.

Определение экономического сечения производится по формуле

, (6.1)

где I_м - допустимый ток, А;

J_э - экономическая плотность тока, принимаемая по таблице 1.3.36 /6/

, (6.2)

где S_м - суммарная полная мощность с учетом потерь.

, (6.3)

Производится расчет на наряжение110 кВ

кВА

А,

мм²

Принимается провод АС-70/11 с допустимым током I_доп =265 А, R_o = 0,43 Ом/км

Проверка по допустимому току

, (6.3)

А

Данный провод удовлетворяет условиям короны – сечение провода должно быть не меньше 70 мм²

Расчет на 35 кВ производится аналогично данные сведены в таблицу 6.1.

При строительстве ЛЭП принимается железобетонные опоры с двусторонним питанием.

6.2. Определение потерь энергии в ЛЭП

Расчет потерь энергии в ЛЭП DW_а производится по формуле

, (6.4)

где n - число питающих линий, равное 2;

R - сопротивление линии, Ом

, (6.5)

где L - длина ЛЭП, принимаемая равной 27 км, см.п. 1.1;

R_о - удельное сопротивление линии.

Расчеты для ЛЭП на 110 и 35 кВ сводятся в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Технико-экономические характеристики ЛЭП.

6.3. Технико-экономическое обоснование напряжения питающих

ЛЭП с учетом стоимости ГПП.

Схема подключения завода к шинам районной подстанции

Рис. 6.1. а) Электроснабжение предприятия на U = 110 кВ

б) Электроснабжение предприятия на U = 35 кВ

Окончательное решение о принятии варианта напряжения питающих линий должно обосновываться технико-экономическими показателями системы в целом.

Схема внешнего электроснабжения приведена на рис. 6.1.

Минимум приведенных затрат

(6.6)

где (см. таблица 4.1);

- полная стоимость сооружения ЛЭП;

- полная стоимость оборудования ГПП;

- стоимость издержек на потери в ЛЭП;

- стоимость издержек на потери в трансформаторах.

Стоимость сооружения ЛЭП рассчитывается по формуле:

(6.7)

где - удельная стоимость сооружения 1 км ЛЭП;

- коэффициент удорожания;

- длина ЛЭП.

Стоимость оборудования ГПП рассчитывается по формуле:

(6.8)

где - стоимость разъединителей;

- стоимость выключателей;

- стоимость ОПН;

- стоимость короткозамыкателей;

- стоимость отделителей;

- стоимость трансформаторов.

Издержки на потери в ЛЭП рассчитываются по формуле:

(6.9)

где - стоимость 1 кВт×ч потерь.

Издержки на потери в трансформаторах рассчитываются по формуле:

(6.10)

Стоимость 1 кВт заявленной мощности рассчитывается по формуле:

(6.11)

где , - для 35 кВ, , - для 110 кВ, ч.

1) Рассчитаем капитальные затраты для напряжения 35 кВ:

Издержки на потери в ЛЭП:

- издержки на потери в трансформаторах:

- стоимость сооружения ЛЭП:

Стоимость оборудования ГПП:

- стоимость разъединителей РНДЗ – 35/400 УХЛ 1

- стоимость выключателей ВВС-35-20/630 УХЛ1

- стоимость ОПН -35/40,5/10/1 – III УХЛ 1

- стоимость короткозамыкателей КЗ – 35

- стоимость отделителей ОД – 35/600

- стоимость трансформаторов ТМ – 10000/35

- стоимость ГПП

Капитальные затраты на 35 кВ:

2) Рассчитаем капитальные затраты на 110 кВ:

- издержки на потери в ЛЭП:

- издержки на потери в трансформаторах:

- стоимость сооружения ЛЭП:

Стоимость оборудования ГПП:

- стоимость разъединителей РДЗ-110/1000 - УХЛ1

.

- стоимость выключателей ВВС-110-20/630 УХЛ1

- стоимость ОПН 110/73/10 400 1 УХЛ 1

- стоимость короткозамыкателей КЗ-110

- стоимость отделителей ОД-110/600

- стоимость трансформаторов ТДН-10000/110

- стоимость ГПП

Капитальные затраты на 110 кВ:

Сравнение приведенных затрат показывает, что стоимость варианта электроснабжения на напряжение 110 кВ с учетом ГПП меньше варианта на 35 кВ. Поэтому для дальнейших расчетов принимается схема внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ.

7. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения

Расчетная реактивная нагрузка в сетях 6-10 кВ промышленных предприятий Q_вбк определяется по формуле

, (7.1)

где SQ_вк(тп) - суммарная реактивная мощность нагрузки на шинах 10 кВ с учетом потерь в ТП;

SQ_в/в - суммарная реактивная мощность высоковольтной нагрузки, без учета СД.

квар

Выбирается ВБК типа 2хУКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 У1

Итоговая мощность Q_вбк с учетом выбранных батарей составляет

квар

8. Расчет сети внутризаводского электроснабжения

8.1. Уточнение схемы электроснабжения с учетом высоковольтной

нагрузки и расчет сечений кабельных линий.

Расчет сечения кабельных линий выбирается по экономической плотности тока с последующей проверкой по длительно допустимым токовым нагрузкам нормального и аварийного режима и по термической стойкости к токам КЗ.

Для расчета сечений кабельных линий, соединяющих ТП, необходимо знать рабочий максимальный ток, который протекает по рассматриваемому участку и определяется по формуле.

, (8.1)

где S_м - полная мощность проходящая по рассматриваемому участку кабельной линии, кВА;

U_н - напряжение на шинах РП, равное 10 кВ;

n - количество кабелей в нормальном или аварийном режиме.

Участок ГПП – РП

, (8.2)

Участок РП – ТП

, (8.3)

где Р_{рп S} , Q_{рп S} - суммарная активная и реактивная мощность приходящая на шины РП;

Р_кл , Q_кл - активная и реактивная мощность проходящая по рассматриваемому участку кабельной линии;

Расчет сечений кабельной линии ведется для наиболее загруженных одиночных магистралей отходящих от одной секции РП.

Расчет проводится на примере РП1.

, (8.4)

, (8.5)

где Р_{тп S} , Q_{вк S} - суммарная активная и реактивная мощности рассматриваемого ТП;

n- число трансформаторов на данном ТП.

ТП8:кВт

квар.

ТП3:кВт

квар.

ТП1:кВт

квар.

Активная Р_кл и реактивная Q_кл мощности проходящие по данному участку, определяется по формулам

, (8.6)

, (8.7)

Тогда для участков (см. рисунок 8.1, 8.2):

ТП1в-ТП1а: кВт

квар.

кВА

А

.

- для алюминиевых кабелей по таблице 1.3.36 /6/

Принимается стандартное сечение кабель ААБ.

Производится проверка кабеля при работе в аварийном режиме, при котором должно соблюдаться условие:

(8.8)

где – коэффициент перегрузки по таблицам 1.3.1 и 1.3.2 /6/;

– коэффициент, учитывающий количество кабелей в траншее и расстояние между ними по таблице 1.3.26 /6/.

А.

Расчеты для остальных РП и их участков производятся аналогично и результаты расчетов сводятся в таблицы 8.1 и 8.2. Расчеты для РУ-0.4 кВ также производятся аналогично, выбор сечений производится только по допустимому току, результаты выбора сведены в таблицу 8.3.

Таблица 8.1 Расчет нагрузок по участкам кабельных линий напряжением 10 кВ

Рисунок 8.1 Схема соединения ТП от РП1

Рисунок 8.2 Схема соединения ТП от РП2

Таблица 8.2 Расчет сечений кабельных линий напряжением 10 кВ

Таблица 8.3 Расчет сечений кабельных линий напряжением 0,4 кВ

9 Расчет ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Проверка правильности выбора аппаратов и проводников напряжением 6 - 35 кВ производится по току трехфазного короткого замыкания (к.з.), а напряжением 110 кВ и выше - по току трехфазного или однофазного к.з. Расчет токов к.з. производят в основных коммутационных узлах схемы электроснабжения. Для определения наибольшего возможного тока к.з. в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы и линии электропередачи (ЛЭП) подстанции.

Схема замещения для расчета токов к.з. представлена на рисунке 9.1.

Расчет токов к.з. осуществляется в относительных единицах. Принимается за базисные величины S_б = 1200 МВА и среднее напряжение ступени с точками к.з. U_б1 = 115 кВ, U_б2 = 10,5 кВ.

Базисный ток определяется по формуле:

(9.1)

Тогда для ступеней напряжений:

кА

кА

Сопротивления элементов схемы замещения:

- индуктивное сопротивление ВЛ в о.е. приведенное к базисной мощности:

Х_вл = Х_удвл ×L× (9.2)

где Х_удвл =0,444 Ом/км – индуктивное сопротивление ВЛ 110 кВ /18/.

Х2 = 0,444×27× = 1,09

- активное сопротивление ВЛ в о.е. приведенное к базисной мощности:

r_вл = r_удвл ×L× (9.3)

где r_удвл =0,428 Ом/км – активное сопротивление ВЛ 110 кВ /18/.

r2 = 0,428×27× = 1,05

- полное сопротивление ВЛ в о.е. приведенное к базисной мощности:

z2 = z_вл = (9.4)

z2 = z_вл = = 1,5

- трансформатор мощностью 10МВА:

Х_тр = (9.5)

r_тр = (9.6)

Х3 =

r3 =

- кабельные линии:

Х_кл = Х_удвл ×L× (9.4)

r_кл = r_удвл ×L× (9.5)

где n – количество кабельных линий.

Х4 = 0,075×0,06×= 0,024

r4 = 0,129×0,06×= 0,042

Расчеты для остальных кабельных линий аналогичны и сведены в таблицу 9.1.

Рисунок 9.1. Схема замещения для расчета токов к.з.

Таблица 9.1 Расчет сопротивлений кабельных линий