91264

Электроснабжение ТОО «Карлыгаш-К» и выбор электрооборудования

Дипломная

Энергетика

Выбор мощности трансформаторов цеховых ТП. коэффициент мощности частота частота вращения скольжение температура ток отключения и т. Потребители приемники электрической энергии различаются по режиму работы назначению принципиальному исполнению потребляемой мощности частоте потребляемого тока условиям работы ответственности категорийности и соответственно по требованием к надежности электроснабжения а также по некоторым другим признакам.

Русский

2015-07-14

3.5 MB

1 чел.

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Костанайский социально-технический университет

Имени академика Зулхарнай Алдамжар

Технический факультет

Кафедра «Физики информатики и электроэнергетики»

Специальность 050718 «Электроэнергетика»

Допускается к защите

зав.кафедрой «ФИиЭЭ»

Джаманбалин К.К.

«___» ______________2009г.

ДИПЛОМНАЯ  РАБОТА

Тема: Электроснабжение ТОО «Карлыгаш-К» и выбор электрооборудования

 

Дипломник       Есимтаев Марат Талгатович                                                   

Руководитель дипломной работы:  Умбеталин Т.С., профессор, к.т.н.                 

Дипломную работу защитил с оценкой       ____________________________

"___" _____________________   2009 г.

Секретарь гос. аттестационной комиссии   ____________________________

Костанай, 2009

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Костанайский социально-технический университет

Имени академика Зулхарнай Алдамжар

Технический факультет

Кафедра «Физики информатики и электроэнергетики»

УТВЕРЖДАЮ

зав.кафедрой «ФИиЭЭ»

Джаманбалин К.К.

“ ___ ”  __________  2009 г.

Задание

по дипломной работе студента

Есимтаев М.Т.

1. Тема работы  ____________________________________________________

2. Срок сдачи студентом законченной работы  __________________________

3. Исходные данные к работе  ________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

4. Перечень графического материала

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

5. Дата выдачи задания  «_____» _____________2008г.

Руководитель ______________________________________________________

(подпись)

Задание принял к исполнению _______________________________________

(подпись)

Календарный план

№ п/п

Наименование этапов дипломной работы

Срок выполнения этапов работы

Примечание

Студент-дипломник  _____________________________________________

Руководитель работы  ____________________________________________

Содержание

[1] Введение

[2]
1. Краткая технологическая и энергетическая характеристика ТОО «Карлыгаш- К»

[2.1] Технологическая характеристика предприятия

[2.2] 1.2 Энергетическая характеристика цехов

[3] 2. Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса

[4] 3. Определение расчетной нагрузки предприятия

[4.1] 3.1 Собственные нужды

[4.2] 3.2 Построение картограммы, определение центра электрических нагрузок и места расположения ГПП

[4.3] 3.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

[4.4] 3.4 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения предприятия собственных нужд

[4.5] 3.5 Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности

[4.6] 3.6 Технико-экономические показатели питающей линии

[5] 4.  Выбор высоковольтного оборудования

[5.1] 4.1 Выбор выключателей

[5.2] 4.2 Выбор линии электропередач

[6] 5. Система внутреннего электроснабжения

[6.1] 5.1 Выбор мощности трансформаторов цеховых ТП

[6.2] 5.2 Определение расчетных нагрузок в линиях по вариантам

[6.3] 5.3 Расчет токов короткого замыкания

[6.4] 5.4 Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей

[6.5] 5.5 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

[6.6] 5.6 Выбор трансформаторов тока

[6.7] 5.7 Выбор трансформаторов напряжения

[6.8] 5.8 Выбор шин ГПП

[7]
6.  Расчет электроснабжения цеха

[8] 7.  Расчет КТП

[8.1] 7.1 Расчетная нагрузка на шинах НН

[8.2] 7.2 Методика учета электрической энергии

[8.3] 7.3 Выбор и проверка трансформаторов тока и напряжения.

[9] 8.  Расчет заземления ГПП

[10] 9.  Экономика

[10.1] 9.1 Расчет себестоймости 1 кВт*ч электроэнергии

[11] 10.  Охрана труда и окружающей среды

[11.1] 10.1 Мероприятия, проводимые на предприятии по охране труда и окружающей среды.

[11.2] 10.2 Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов

[11.3] 10.3 Классификация цеха по пожароопасности и взрывоопасности

[12] 11.  Промышленная экология

[13] Заключение

[14] Список использованных источников

Список принятых сокращений

КЗ– короткое замыкание

ХХ– холостой ход

АПВ – автоматическое повторное включение

ВН – высокое напряжение

НН – низкое напряжение

СН – среднее напряжение

МТЗ – максимальная токовая защита

ВЛ – воздушные линии

ОРУ – открытое распределительное устройство

ПУЭ – правило устройства электроустановок

ГПП – главная понизительная подстанция

ТП – трансформаторная подстанция

ПТЭ – правила технической эксплуатации

РУ – распределительное устройство

КРУ – комплектное распределительное устройство

ПТБ – правила техники безопасности

ЛЭП – линии электропередач

ЭМП – электромагнитные поля

ГМП – геомагнитные поля


Введение

Электрификация предприятий имеет важное значение как энергетическая комплексная механизация и автоматизация технологических процессов. Развитие электрификации предприятий характеризуется разработкой и созданием новых видов электрооборудования, как в общепромышленном исполнении, так и взрывозащищенном, предназначенного для эксплуатации в условиях предприятия. Здесь широкое распространение получила коммутационная аппаратура, скомпонованная в магнитную станцию, благодаря чему реализуется принцип блочности, обеспечивающий повышение надежности и мобильности передвижных низковольтных сетей.

Уровень развития энергетики и электрификации, как известно, в наиболее обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны. Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства. Важнейшим показателем работы промышленности является уровень производительности труда. Производительность труда в свою очередь в значительной степени определяется уровнем энерговооруженности и электровооруженности труда.

Одна из актуальных задач, стоящих перед отраслью − экономное расходование электроэнергии, энергоресурсов и соответственно регулирование режимов электропотребления. С другой стороны первостепенное значение приобретают вопросы надежности и безопасности электроснабжения промышленных предприятий.

Развитие народного хозяйства, интенсификация труда в промышленности, на транспорте и в сельском хозяйстве требуют ускоренного развития электрических сетей различных напряжений и типов. От правильных выбранных структуры и параметров электрических сетей существенно зависят технико – экономические показатели работы энергосистемы и надежность электроснабжения потребителей электроэнергии. Без ускоренного развития электрических сетей практически невозможно обеспечить выполнения задачи полной электрификации страны.

Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электрической энергии.

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для

обеспечения электроэнергией промышленных приемников электрической энергии. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций и широким внедрением электропровода в качестве движущей силы для различных механизмов.

Номинальные параметры – это параметры, на длительную работу с которыми рассчитаны элементы энергосистем.

Для различных элементов энергосистем номинальными могут быть различные параметры, в частности: напряжение, ток, мощность. коэффициент мощности, частота, частота вращения, скольжение температура, ток отключения и т.д. При работе всех элементов энергосистемы с номинальными параметрами режим энергосистемы в целом близок к оптимальному. В отдельных случаях с учетом, например, зависимости КПД элементов от нагрузки можно получить определенный эффект при работе с параметрами, отличными от номинальных. Однако подобные условия работы должны иметь тщательное техническое и технико- экономическое обоснование.

Потребители (приемники) электрической энергии различаются по режиму работы, назначению, принципиальному исполнению, потребляемой мощности, частоте потребляемого тока, условиям работы, ответственности (категорийности) и соответственно по требованием к надежности электроснабжения, а также по некоторым другим признакам.

В области экономии и эффективного  использования электроэнергии особое значение надо уделять сбору информации об объеме и структуре вырабатываемой и потребляемой электроэнергии, обследованию энергетической эффективности эксплуатируемых энергетических объектов и энергетических производств, оценке потенциала  энергосбережения, разработке и внедрению конкретных технических решений и  организационно – технических мероприятий по снижению технологических и коммерческих потерь энергии.


1. Краткая технологическая и энергетическая характеристика ТОО «Карлыгаш- К»

  1.  Технологическая характеристика предприятия

ТОО «Карлыгаш-К» находится по адресу п.Затабольск Аулеокольская трасса 4 км.

ТОО «Карлыгаш-К» зарегистрировано в сентябре 1998 года. Единственным учредителем является Кильтаев Сабиржан Бактубаевич. В состав предприятия входили пекарня, цех по изготовлению макаронных изделий, автотранспортный участок. Цех по изготовлению мучных изделий занимался производством и реализацией своей продукции. Пекарня выпекала хлебо-булочные изделия, макаронный цех изготавливал несколько видов макаронной продукции. В г. Костанае и п. Затоболовка имели торговые киоски и магазин по реализации своих изделий, так же обеспечивали хлебом поселки Костанайского района.

Автотранспортный участок занимался грузоперевозками по заявкам предприятий.

С 2001 года начали заниматься выращиванием зерновых культур, но не урожай 2002-2003 года привел предприятие к убытку.

Из-за отсутствия своего сырья и большой конкуренции на рынке пекарню отдали в аренду, макаронный цех разукомплектовали.

В настоящее время производственная база расположена на земельном участке площадью 1,529 га. На участке расположены хозяйственный склад площадью 688 кв.м, с помещением оборудованным под пекарню, под токарный цех в котором имеются два сверлильных станка , заточной ОКС-4102, расточной, фрезерный 67КС25, токарный 5 1-В-62 и гидропресс. И склад площадью 417,3 кв. м оборудованный под пилораму

В настоящее время основной деятельностью являются грузоперевозки по Казахстану и странам СНГ , в наличии имеются четыре КамАЗа из них два контейнера , один длинномер и бортовой КамАЗ . Также оказываем услуги автокрана ЗИЛ-133 ГЯ.

Сдаем в аренду пекарню, токарных цех, столярную мастерскую и а/гаражи под СТО, склады.

 Предприятие  располагает 2-х этажным корпусом, оснащенным современным технологическим оборудованием.

Предприятие имеет собственную котельную, работающую на жидком и газообразном топливе, благоустроенное общежитие на 20 койко-мест. Фабричная столовая обеспечивает своих работников горячим питанием.

        Обеспечение производственной деятельности предприятия осуществляется собственными службами: транспортным цехом, электроцехом, службой главного механика и д.р.

1.2 Энергетическая характеристика цехов

Цех по степени взрыво- и пожаробезопасности можно отнести к безопасному, так как он не имеет помещений, где бы содержались опасные вещества. В таблице 1.1 приведен перечень станков, установленных в цехе, их количество и номинальные мощности.

Таблица 1.1 Потребители электрических нагрузок цехов

Наименование отделения и механизма

Кол-во, шт

Рн, кВт

Робщ, кВт

Кисп

Рр, кВт

tППР,

1

2

3

4

5

6

7

1. Крыша 115

3

3

594

0,7

411,3

240

2. Кант. устройство

6

11

66

0,7

46,2

240

3. Опрыскиватель

6

15

90

0,7

63

240

4. Вентилятор 140

3

55

165

0,6

115,5

240

5. Вентилятор 105, 106, РМ 1;4

4

75

300

0,6

180

240

6. Вентилятор 108, РМ 2

1

125

125

0,6

75

240

7. Кран-балка

3

5,5

16,5

0,4

6,6

32

8. Фрезерный станок

1

110

110

0,7

77

32

ИТОГО:

1466,5

975,6

Шламовая РМ

1. Насос

3

200

600

0,6

360

120

2. Задвижки

9

3

27

0,4

10,8

120

3. Насос дренажа

1

11

11

0,7

7,7

48

4. Эл.калорифер

1

10

10

0,6

6

48

5. Гидропресс

1

5,5

5,5

0,4

2,2

32

ИТОГО:

653,5

446,7

Плавильное отделение: отм.:0,00; 4,2; 9,6

1. Сверлильный станок

2

75

150

0,9

135

720

2. 402

   401, 403. П 64

1

2

132

75

264

75

0,9

0,9

237,6

67,5

720

720

3. П 61. 401

1

160

160

0,9

144

720

4. Лебедка закатки

4

22

88

0,8

70,4

48

5. Дренажный насос

2

5,5

11

0,7

7,7

32

6. Вент. установка

4

22

88

0,7

61,6

120

7. Ворота

8

0,4

3,2

0,8

2,56

120

8. Мастерская эл. монтеров

2

9

18

0,7

12,6

-

9. Токарная мастерская

1

16

16

0,75

12

-

10. мастерская плотн.

1

3

3

0,6

1,8

-

Продолжение таблицы 1.1

1

2

3

4

5

6

7

11. Заточной станок

1

2,2

2,2

0,6

1,32

-

12. Механизм обдува печи

2

7,5

15

0,9

13,5

720

13. Обдув рабочего места

2

45

90

0,8

72

720

14. Бетономешалка

1

22

22

0,7

15,4

-

15. Расточной станок

1

120

120

0,6

72

120

16. Г/о П.61; 64

18

3

54

0,7

378

720

17. Узел подачи электродной массы

2

6

12

0,7

8,4

16

18. Помещение деж. персонала

3

3,5

10,5

0,5

5,25

-

19. Отопление пульт

2

5,5

11

0,6

6,6

-

20. Сварочные трансформаторы

2

75

150

0,4

60

16

21. Дымососы от горна П 61; 64

2

250

500

0,8

400

720

ИТОГО:

1901,1

1474,63

Таблица 1.2 Электроосвещение цеха

Наименование

объекта

Тип освещения

Количество светильников

Р1со, кВт

Робщ, кВт

Кисп

Потребл. мощ-ность в сутки

Потребл. мощ-ность а год, тыс кВт·г

1

2

3

4

5

6

7

8

Плав. отдел

16

1

16

0,9

345,6

126,1

1. отм.0,00

ДРЛ

12

40

0,7

0,4

8,4

16

0,9

0,9

181,4

345,6

66,2

126,1

2. отм. +4,2

ДРЛ

10

22

18

1,0

0,4

0,25

10

8,8

4,5

0,9

0,9

0,9

216

190,08

97,2

78,84

69,4

35,47

3. отм. +9,6

Л.нак

ДРЛ

4

36

19

10

26

0,2

1

0,7

0,4

0,25

0,8

36

13,4

4

6,5

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

17,28

777,6

287,28

86,4

140,4

6,3

283,82

104,85

31,5

51,24

4. отм. + 22,4

Л.нак

ДРЛ

4

6

26

16

6

0,2

1

0,7

0,4

0,25

0,8

6

18,2

6,4

1,5

0,5

0,9

0,9

0,9

0,9

9,6

129,6

393,1

138,24

32,4

3,5

47,3

143,48

50,45

11,82


Продолжение таблицы 1.2

1

2

3

4

5

6

7

8

5. отм. +30

Л.нак

ДРЛ

Л.нак.

4

12

8

4

1

0,4

1

0,2

4

4,8

8

0,8

0,9

0,9

0,9

0,9

86,4

103,68

172,8

17,28

51,5

37,84

63,07

6,3

6. отм. +34

ДРЛ

Л.нак

4

16

0,25

1

1

16

0,9

0,9

21,6

345,6

7,88

126,1

7. Разлив. пролет

ЛБ-40

ДРЛ

18

76

4

16

0,04

1

0,7

1

0,72

76

2,8

16

0,7

0,9

0,9

0,9

12,096

1641,6

60,48

345,6

4,4

599,18

22,07

126,1

8. Печной прол.

ДРЛ

Л.нак

96

6

1

1

96

6

0,9

0,9

2073,6

129,6

758,9

47,3

9. Прилег.тер.

ДРЛ

лапмы КГ

12

14

6

4

0,7

0,4

0,25

2

8,4

5,6

1,5

8

0,5

0,5

0,5

0,5

100,8

67,2

18

96

36,5

24,52

6,57

35,04

10. РМ 1-4

ДРЛ

Л.нак

11. Освещение мостовых кранов

Л.накал.

31

0,5

15,5

0,5

334,8

122,2

12. Пульт печи

ДРЛ

20

0,02

0,4

0,9

8,64

3,16

Таблица 1.3 Краткая характеристика среды и категории потребителей электрической энергии

Наименование цеха

Категория потребителя

Производственная среда

1

2

3

1. Цех №6

I

Активная

2. Цех №1

I

Активная

3. Цех подготовки шихты (ЦПШ)  6

II

Пыльная

4. ЦПШ 1

II

Пыльная

5. Административно-бытовой корпус

III

Нормальная

6. Газоочистка 6 ц

I

Хим. активна

7. Газоочистка 1 ц

I

Хим. активна

8. Склад готовой продукции (СГП 6)

II

Пыльная

9. СГП 1

II

Пыльная

10. Дозировочное отделение 1 ц

II

Пыльная

11. Дозировочное отделение 1 ц

II

Пыльная

Продолжение таблицы 1.3

1

2

3

12. Насосная

I

Нормальная

13. ГПП

II

Нормальная

14. Цех ремонта мех. оборудования

II

Нормальная

15. Компрессорная

II

Нормальная

16. ЖДИ

II

Нормальная

17. Автомобильно-хозяйственный цех

III

Нормальная

18. Участок продольной компенсации ц6

I

Нормальная

19. УПК ц №1

I

Нормальная


2. Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса

Расчетная нагрузка (активная и реактивная) силовых приемников цеха:

;

,

где  - суммарная установленная мощность всех приемников цеха;

       - средний коэффициент спроса;

       - соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности.

Расчетная нагрузка осветительных приемников цеха:

,

где  - коэффициент спроса для освещения;

      - установленная мощность приемников электрического освещения.

Величина  может находится по формуле:

,

где  - удельная нагрузка, Вт/м2 площади пола цеха;

      F – площадь пола цеха, определяемый по генплану.

Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха определяется из соотношения:

.

Приемники напряжением выше 1000 В ( в нашем случае 6 кВ) цеха учитываются отдельно. Расчетные активная и реактивная мощности групп приемников выше 1000 В определяются по формулам, а полная из выражения:

,

,

.

Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 0,38/0,22 кВ и 6 кВ в целом по предприятию определяются суммированием соответствующих нагрузок цехов [12].

Таблица 2.1 – Расчетные нагрузки по цехам предприятия.

Потребители 0,38/0,22 кВ

Наименование потребителя

Рн, кВт

kс

Рр, кВт

Qp, кВар

1

2

3

4

5

6

1. №6

2000

0,6

0,6/1,33

1200

1600

2. №1

2000

0,6

0,6/1,33

1200

1600

3. ЦПШ 6

500

0,6

0,75/0,88

300

264


Продолжение таблицы 2.1

1

2

3

4

5

6

4. ЦПШ 1

500

0,6

0,75/0,88

300

264

5. АБК

600

0,7

0,8/0,75

420

315

6. Газоочистка 6 ц

300

0,8

0,85/0,62

240

148,8

7. Газоочистка 1ц

200

0,8

0,85/0,62

160

99,2

8. СГП 6 цеха

1000

0,4

0,6/1,33

400

532

9. СГП 1 цеха

700

0,4

0,6/1,33

280

372

10. Доз. 6

1000

0,5

0,6/1,33

500

665

11. Доз.1

1000

0,5

0,6/1,33

500

665

12. Насосная

400

0,75

0,8/0,75

300

225

13. ГПП

50

0,8

0,8/0,75

40

30

14. ЦРМО

400

0,6

0,7/1,02

240

244,8

15. Компрессорная

200

0,5

0,7/1,02

100

108

16. ЖДЦ

100

0,6

0,6/1,33

60

80

17. АХЦ

100

0,6

0,6/1,33

60

80

18. УПК 6

600

0,8

0,85/0,62

480

297,6

19. УПК 1

600

0,8

0,85/0,62

480

297,6

Потребители >1000 В

1

324000

0,8

0,85/0,62

259200

304970

2

198000

0,8

0,87/0,56

158000

181080

3, 4

4500

0,7

0,8/0,75

3150

3937,5

6,7

3000

0,8

0,75/0,88

2400

3196,96

 

Итого: , ,  ,

 , ,  .

Таблица 2.2 – Определение расчетных осветительных нагрузок по цехам предприятия

Потребители

F, м2

Руд.о, кВт/м2

Рп.о., кВт

kс.о

Рр.о, кВт

Ррр.о, кВт

Qp.o+Pp.o, кВар

Sр, кВА

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

11250

16

180

0,9

162

1362

1677,76

2161

2.

11250

16

180

0,9

162

1362

1677,76

2161

3.

7000

15

105

0,8

84

384

304,32

489,97

4.

7000

15

105

0,8

84

384

304,32

489,97

5.

3000

19

57

0,9

51,3

471,3

339,624

580,92

6.

5000

14

70

0,8

56

296

175,68

344,2

7.

5000

14

70

0,8

56

216

126,08

250,1

Продолжение таблицы 2.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8.

15000

16

240

0,85

204

604

629,92

872,7

9.

15000

16

240

0,85

204

484

470,32

674,87

10.

4500

13

58,5

0,9

52,65

552,65

690,272

884,25

11.

4500

13

58,5

0,9

52,65

552,65

690,272

884,25

12.

2000

12

24

0,85

20,4

320,4

234,792

397,22

13.

1000

13

13

0,9

11,7

51,7

35,616

62,78

14.

900

16

9,6

0,8

7,68

247,68

248,486

350,84

15.

900

12

10,8

0,8

8,64

108,64

106,147

151,88

16.

7000

15

105

0,7

73,5

135,5

115,128

176,4

17.

4800

15

72

0,7

50,4

110,4

104,192

151,8

18.

6000

17

102

0,8

81,6

561,6

336,77

654,83

19.

6000

17

102

0,8

81,6

561,6

336,77

654,83

Освещение территории 500 ламп ДРЛ с ПРА по 1 ламповой схеме

100

0,9

90

90

43,2

99,83

Итого:

1504,12

8764,12

8604,38

10232,9


3. Определение расчетной нагрузки предприятия

3.1 Собственные нужды

Расчетная полная мощность предприятия определяется по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории предприятия, потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП, с учетом компенсации реактивной мощности [5].

При компенсации реактивной мощности используем статические конденсаторы, как экономически целесообразные. Конденсаторы устанавливаем в сетях 0,38 кВ. Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки:

- силовых приемников 0,38 кВ:

,

;

- освещение территории и цехов:

,

;

- приемники 6 кВ:

,

.

Приближенно потери мощности в трансформаторах цеховых подстанций и ГПП:

, ,

,

,

,

.

Необходимая мощность компенсирующих устройств по предприятию в целом определяется из выражения:

,

где  - среднегодовая активная нагрузка предприятия,

       - соответствует средневзвешенному естественному коэффициенту мощности за год,

       - соответствует нормативному коэффициенту мощности.

,

где  - действительное годовое число часов работы потребителей электроэнергии предприятия,

 - число часов использования активной нагрузки.

,

при нормативном коэффициенте мощности .

Мощность компенсирующих устройств равна

.

Некомпенсированная мощность на потребителях 0,4 и 6 кВ.

,

где  - расчетная реактивная мощность предприятия с учетом коэффициента разновременности максимумов силовой нагрузки .

,

,

.

В качестве компенсирующих устройств принимаем батареи статических конденсаторов.

Определяем потери мощности в них:

,

где  - удельные потери активной мощности , составляющие 0,2 % от .

.

Общая активная мощность с учетом потерь в компенсирующих устройствах:

,

где  - расчетная активная мощность предприятия с учетом kр.м..

.

Расчетная нагрузка на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом компенсирующих устройств равна:

.

Потери мощности в трансформаторах ГПП:

,

.

Полная расчетная мощность собственных нужд на стороне высшего напряжения ГПП:

,

.

Определение расчетных нагрузок цеха. Суммарные активные и реактивные нагрузки равны:

,

.

Потери мощности в трансформаторах:

,

,

.

Необходимая мощность компенсирующих устройств для печей:

,

,

,

.

Некомпенсированная мощность :

,

где  - расчетная реактивная мощность, приходящаяся на печи, с учетом коэффициента разновременности максимумов kр.м=0,95.

.

В качестве компенсирующих устройств используем батареи статических конденсаторов.

Потери активной мощности в компенсирующих устройствах:

,

.

Общая активная мощность с учетом потерь в КУ:

,

.

Расчетная мощность с учетом компенсации реактивной мощности равна:

.

Потери мощности в трансформаторах:

,

.

3.2 Построение картограммы, определение центра электрических нагрузок и места расположения ГПП

Для определения места расположения ГПП и ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, равны расчетным нагрузкам цехов. Центр окружности совпадает с центром нагрузок цеха [3].

ГПП располагаем как можно ближе к ЦЭН, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии, сократить протяженность распределительных сетей высокого напряжения предприятия, уменьшить протяженность и расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке цеха :

.

Из этого выражения радиус окружности равен:

,

где  - мощность i-го цеха,

      m – масштаб для определения площади круга = 0,5 кВт/мм2.

Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами или секторами в круге.

Для определения места ГПП находим центр электрических нагрузок для полной мощности.

На генплане наносим оси координат. Координаты ЦЭН предприятия определяем по формулам:

,

.

где  - координаты центра нагрузок.

Таблица  3.1 Расчетные параметры

№ цеха

Sр, кВА

, мм

α, град

, м

, м

1

2161

37,1

43

925

275

1998925

594275

2

2161

37,1

43

225

275

486225

594275

3

489,97

17,66

79

150

680

73495,5

333179,6

4

489,97

17,66

79

285

680

139641,45

333179,6

5

580,92

19,23

39

580

280

336933,6

162657,6

6

344,2

14,8

68

1025

50

352805

17210

7

250,1

12,62

93

175

50

43767,5

12505

8

872,7

23,57

121

925

130

807247,5

113451

9

674,87

20,73

151

225

130

151845,75

87733,1

10

884,25

23,73

34

900

510

795825

450967

11

884,25

23,73

34

225

465

198956,25

411176,2

12

397,22

15,9

23

900

565

357498

224429

13

62,78

6,32

81

575

350

36098,5

21973

14

350,84

15

11

575

215

201733

75430,6

15

151,88

9,83

29

400

365

60452

55436,2

16

176,4

10,6

198

100

550

17640

97020

17

644,81

20,67

53

655

600

41745

91080

18

654,83

20,42

52

925

375

605717,76

245561,2

19

654,83

20,42

52

225

375

147336,75

245561,25

Итого:

12393,81кВА

6854188,55

4167101,25


Таблица   3.2  Расчетные параметры для потребителей 6 кВ

№ цеха

Sр, кВА

, мм

α, град

, м

, м

1

3937,5

50

-

150

680

590625

2677500

2

3937,5

50

-

285

680

1122187,5

2677500

3

3196,96

45

-

1025

50

3276884

159848

4

3196,96

45

-

175

50

559468

159848

Итого:

14268,92

5549164,5

5674696

Для цехов расчет проводят по размещению места для компенсирующих устройств. Участок продольной компенсации (УПК) размещен непосредственно около цехов, т.е. по возможности ближе к ним.

3.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

Технико-экономические расчеты  при выборе вариантов системы электроснабжения

Для выбора рациональной системы электроснабжения предприятия необходимо рассмотреть несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного из них.

В расчете выбирается рациональное напряжение питающих и распределительных сетей и экономически целесообразное сечение питающих линий.

По каждому из намеченных вариантов определяются экономические показатели: k – капитальные затраты, ΔЭа – потери электроэнергии, G - расход цветного металла, Сэ – ежегодные эксплуатационные расходы, З - годовые расчетные затраты.

Экономическая эффективность каждого варианта определяется по годовым расчетным затратам из выражения:

З=Сэ+0,125k,

где 0,125 – pn – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, соответствующий сроку окупаемости, равному 8 годам, отн. ед./год.

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения;

?

где KЛ – капитальные затраты на сооружение линии,

      КА – капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры,

      КТ – капитальные затраты на установку силовых трансформаторов.

Годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения определяются из выражения:

,

где СА – стоимость годовых расходов на амортизационные отчисления,

     Сп – стоимость годовых расходов на оплату потерь электроэнергии.

3.4 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения предприятия собственных нужд

Зная схему питания, передаваемую мощность, стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, конструктивное выполнение линий, расстояние от источника питания до предприятия и напряжение на шинах питающей подстанции.

Намечаем следующие варианты напряжений питающих линий системы внешнего электроснабжения предприятия.

1 вариант системы внешнего электроснабжения предприятия

Электроэнергия передается и распределяется до ГПП предприятия на напряжение 35 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.

2 вариант системы внешнего электроснабжения предприятия

Электроэнергия от подстанции энергосистемы до ГПП передается напряжением 220 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ.

3 вариант системы внешнего электроснабжения предприятия

От подстанции энергосистемы передается напряжение 20 кВ. На ГПП напряжение понижается до 10 и 6 кВ [9].

Рассмотрим каждый из принятых вариантов.

1 вариант.

Рисунок 3.1  ТП Схема питания и исходные данные:

1 Выключатели

Предварительно выбираем головные выключатели В1 и В2 по номинальным данным:

,

,

,

.

Рабочее напряжение схемы питания . Максимальный рабочий ток линии определяется из условия, что в аварийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку предприятия, т.е.:

.

Для определения мощности, отключаемой выключателями, намечаем расчетную точку короткого замыкания (к.з.) К-1.

Составляем схему замещения, для режима трехфазного короткого замыкания в точке К-1 и определяем параметры схемы замещения в относительных базисных единицах.

Все сопротивления приводятся к базисной мощности:

.

Сопротивление системы в относительных базисных единицах:

.

Сопротивление трехобмоточного трансформатора подстанции энергосистемы в относительных базисных единицах определяется в следующей последовательности [1].

Для трехобмоточного трансформатора типа ТДТИ-40000/220 наружной установки с регулированием напряжения под нагрузкой напряжения к.з. между обмотками в процентах при номинальных ступенях составляют:

ВИ-СН

ВН-НН

СН-НН

12,5%

22%

9,5%

Определяем напряжение к.з. каждой обмотки:

,

,

.

Сопротивление обмоток трансформатора в относительных базисных единицах:

,

,

.

Схема замещения трехобмоточного трансформатора:

Сопротивление обмоток ВН и СН трехобмоточного трансформатора в относительных базисных единицах:

.

Сопротивление от источника питания до точки к.з.:

.

Мощность, отключаемая выключателями (В1 и В2):

.

Ток, отключаемый выключателями:

.

Выбираем выключатель ВВУ 35-40/1000 УХЛ1 с номинальными данными:

, , , .

2 Линии:

Питающие линии выполняем проводом марки АС

Выбор сечения провода по техническим условиям

1. По нагреву расчетным током:

,

.

По условиям допустимого нагрева для нормального режима принимаем сечение провода  с . Проверяем выбранное сечение по условиям послеаварийного режима работы:

2. По условиям коронирования проводов, принимаем минимально допустимое сечение .

3. Минимально допустимое сечение по механической прочности .

4. По допустимой потере напряжения:

,

где  - допустимая длина линии, км,   - длина линии на 1% потери напряжения,   - допустимая потеря напряжения, %,   - действительная длина питающей линии, км.

, , .

,

,

т.е. принятое сечение S=150 мм2 полностью удовлетворяет всем техническим условиям.

3.5 Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности

1. Принимаем несколько стандартных сечений равных и больше найденного по техническим условиям, т.е. 150; 2*95; 2*120; 3*70; 3*95.

2. Находим для этих сечений ежегодные потери электроэнергии (ΔЭлл), расход цветного металла (Gлл), годовые расчетные затраты (Зл).

Расчет проводим для сечения S=150 мм2.

Капитальные затраты на линии:

,

где С – стоимость 1 км воздушной одноцепной линии АС-150 на типовых железо-бетонных опорах в ненаселенной местности, тыс./км.

Стоимость расходов на содержание персонала и ремонт одинаковой при всех сечениях линии, определим ежегодные эксплутационные расходы:

,

где   Спл – стоимость потерь электроэнергии в линиях, тыс./год,

        Сал – стоимость амортизационных отчислений, тыс./год.

Действительные потери в линии:

,

где   - потери мощности в линии при длительной допустимой нагрузке, кВт/км,

         - коэффициент загрузки линии,

         - длина линии, км,   - расчетный ток в линии, А.

Действительные ежегодные потери электроэнергии в линии:

,

где  - действительное число часов работы предприятия в год, час.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:

,

где  - стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, дол/кВт·ч, при условии, что для завода 1 кВт·ч стоит 2 тенге и курс 1 у.е.=150 тенге.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где  - ежегодные амортизационные отчисления для линии = 2,8 % ( на линии 35 кВ на ж/б опорах).

Ежегодные эксплуатационные расходы составляют:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Расход цветного металла:

,

где  - вес 1 км провода АС-150, т/км.

Остальные сечения, рассматриваемые в этом варианте рассчитываются аналогично, значения их величин заносим в таблицу.

Таблица  3.3 Значения технико-экономических показателей 1 варианта

SТ, мм2

К32

Т, ч

150

0,22

149

7

301,49

2411,92

2,8%

8000

2*95

0,1

134

6,4

241,2

1929,6

2*120

0,07

140

6,7

176,4

1411,2

3*95

0,07

125

6,1

236,25

1890

3*70

0,045

134

6,4

162,81

1302,48

185

0,17

161

7,4

246,33

1970,64

Таблица 3.3 (продолжение) Значения технико-экономических показателей 1 варианта

SТ, мм2

kл, тыс.у.е.

150

31,36

1,764

33,124

63

40,999

0,617

6,3

2*95

25,08

3,225

28,3

115,2

47,52

0,386

6,95

2*120

18,34

3,376

21,72

120,6

36,79

0,492

8,851

3*95

24,57

4,61

29,18

164,7

49,76

0,275

7,425

3*70

16,93

4,838

21,77

172,8

43,37

0,386

10,421

185

25,62

1,685

27,48

66,6

35,8

0,771

6,939

l=4,5 км, С0=0,013 у.е./кВт·г.

По величинам Зл1л7 и S1-S7 строим кривую :

Рисунок 3.2  Зависимость затрат от сечения. Минимум годовых расчетных затрат соответствует сечение s=185 мм2.

3.6 Технико-экономические показатели питающей линии

Капитальные затраты

Стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем ВВУ35 с одинарной системой шин на металлических конструкциях:

.

Стоимость сооружения двух питающих линий 35 кВ, выполненных на ж/б опорах и проводом АС-189:

.

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

,

,

где  - ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования и распределительных устройств = 6,3 %,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход алюминия:

.

Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой

Капитальные затраты:

Стоимость двух трансформаторов ТРДИС 25000/35 при наружной установке:

.

Стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-35 кВ на ж/б конструкциях:

Суммарные капитальные затраты:

Эксплуатационные расходы:

ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах и стоимости амортизационных отчислений на трансформаторы и вводы с короткозамыкателями и разъединителями [2].

Приведенные потери мощности в трансформаторах:

,

где  - приведенные потери активной мощности во время холостого хода;

,

        - приведенные потери мощности в меди трансформатора.

,

где  - коэффициент загрузки трансформатора,

,

       - коэффициент изменения потерь, составляющий на ГПП у потребителей, питающихся через три ступени трансформации, 0,12 кВт/кВар,

       - потери (реактивные) холостого хода,

.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где  - ежегодные амортизационные отчисления для силового оборудования, равный 6,3%.

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Годовые расчетные затраты:

Потери электроэнергии:

.

Расчет цветного металла:

.

2 вариант:

1. Выключатели

Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным данным:

, .

Максимальный расчетный ток:

.

Для определения мощности отключения намечаем расчетную точку к.з.:

,

.

Мощность, отключаемая выключателем:

.

Ток, отключаемый выключателем:

.

Рисунок  3.3 Схема питания ТП

Выбираем выключатель типа ВВД220Б  31,5/2000 УХЛ1 с номинальными данными:

, ,

, .

2. Линии

Питающую линию выполняем проводом АС

Выбор сечения провода по техническим условиям

1. По нагреву расчетным током:

,

.

По условиям допустимого нагрева принимаем сечение провода s=240 мм2 с Iдоп=610 А.

Проверяем выбранное сечение по условию послеаварийного режима работы:

,

,

,

.

2. По условиям коронирования принимаем минимальное сечение s=240 мм2.

3. По условию механической точности принимаем сечение s=240 мм2.

4. По допустимой потере напряжения проверяем сечение s=240 мм2:

,

,

.

Данное сечение удовлетворяет всем техническим условиям.

Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности:

1. Принимаем несколько стандартных сечений: 240; 300; 2*150; 3*120.

2. Находим для этих сечений экономические показатели: .

Капитальные затраты:

.

Ежемесячные, ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Действительные потери в линии:

,

.

Действительные ежегодные потери в линии:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

где  - ежегодные амортизационные отчисления для линии 220 кВ.

Годовые расчетные затраты:

,

где  - ежегодные эксплуатационные расходы,

      ,

      .

Расход цветного металла:

,

где  - вес 1 км провода АС-240.

Определение величин по другим сечениям производятся аналогично. Все величины заносим в таблицу.

Таблица 3.4  Технико-экономические показатели по II варианту (220 кВ)

l, км

240

0,003

210

0,997

12,6

2,4

4,5

0,013

8000

300

0,002

220

1,257

13,4

2*150

0,0014

300

0,617

9

3*120

0,0009

420

0,492

8,6

Таблица   3.4 (продолжение)   Технико-экономические показатели по II варианту (220 кВ)

240

5,72

45,819

0,59

2,72

3,31

113,4

17,485

300

3,96

31,68

0,412

2,89

3,3

120,6

18,375

2*150

7,56

60,48

0,768

3,88

4,674

162

24,92

3*120

10,2

81,65

1,061

5,57

6,631

232,2

35,6

По величинам ЗЛ и SТ строим кривую, экстремум которой соответствует минимуму годовых расчетных затрат:

3. Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты

Стоимость двух камер отходящей линии с выключателями ВВД 220:

.

Стоимость двух линий с проводом АС-240 на ж/б опорах:

.

Суммарные капитальные затраты:

.

Рисунок 3.3 Зависимость затрат от сечения.  Минимум годовых расчетных затрат соответствует сече  ние s=240 мм2

Эксплуатационные расходы:

,

где  - коэффициент амортизации отчислений для силового электрооборудования,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход цветного металла:

,

где g=0,997 т/км – вес 1 км провода АС-240.

4.Технико-экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой

Капитальные затраты

Стоимость трансформаторов ТРДН 32000/220 при наружной установке:

.

Стоимость 2-х вводов с выключателями ВВД 220 Б:

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

.

Приведенные потери мощности в трансформаторах:

,

,

,

где  - коэффициент изменения потерь для двух ступеней трансформации,

      - коэффициент загрузки трансформаторов,

     ,

     .

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

.

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход меди:

.


4.  Выбор высоковольтного оборудования

4.1 Выбор выключателей

Предварительно выбираем головные выключатели по номинальным данным.

Рабочее напряжение схемы питания Uн=20 кВ.

Максимальный рабочий ток:

.

Намечаем расчетную точку короткого замыкания k-1:

Согласно исходной схеме питания составляем схему замещения для режима трехфазного к.з. в точке k-1 и определяем параметры схемы в относительных базисных единицах.

.

Сопротивление системы в относительных базисных единицах:

.

Для трансформатора типа ТДТН 220/20 наружной установки с регулированием напряжения под нагрузкой напряжение к.з. между обмотками:

Uкз

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

12,5%

22%

9,5%

Напряжение к.з. каждой обмотки:

,

,

.

Сопротивление обмоток трансформатора:

,

,

.

Рисунок 4.1 Схема замещения трехобмоточного трансформатора:

Сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора в относительных базисных единицах:

.

Сопротивление от источника питания до точки к.з. в относительных базисных единицах:

.

Мощность, отключаемая выключателями:

.

Ток, отключаемый выключателями:

.

Выбираем выключатель ВВУ 20-40/2000 УХЛ1 с номинальными данными:

, , , .

4.2 Выбор линии электропередач

Питающие линии выполняем проводом АС.

Выбор сечения провода по техническим условиям

1. По нагреву расчетным током:

.

.

По условиям допустимого нагрева прин6имаем сечение s=2·95  мм2.

Допустимый ток в проводах:

.

Проверка сечения по условиям послеаварийного режима:

,

,

,

.

2. По условиям коронирования провода принимаем минимально допустимое сечение s=25 мм2.

3. Минимально допустимое сечение по механической прочности s=25 мм2.

4. По допустимой потере напряжения:

,

.

Таким образом выбранное сечение удовлетворяет всем техническим проверкам.

Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности

1. Принимаем несколько стандартных сечений: 2х95, 2х120, 3х70, 3х95, 2х150.

2. Находим для этих сечений экономические показатели:

капитальные затраты на линии:

.

Ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Действительные потери в линиях:

,

.

Действительные ежегодные потери электроэнергии в линиях:

.

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

,

- для ВЛ 20 кВ,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Расход цветного металла:

,

g=0,366 Т/км – вес 1 км провода АС-95.

По остальным сечениям расчет производится аналогично. Значения их величин заносим в таблицу и строим кривую по величинам ЗЛ и sТ.

Таблица 4.1 Экономические показатели питающих линий по 3 варианту

2х95

0,31

134

3,38

60,84

0,013

3,5

4,5

8000

2х120

0,23

140

3,67

66,06

2х150

0,17

149

4

72

3х70

0,21

125

3,1

83,7

3х95

0,14

134

3,38

91,26

Таблица  4.2 (продолжение) Экономические показатели питающих линий по 3 варианту

2х95

755,5

6044,67

78,58

2,29

80,7

88,3

6,948

2х120

579,6

4636,8

60,28

2,31

62,59

70,84

8,856

2х150

455,94

3647,5

47,41

2,52

49,93

58,93

11,106

3х70

708,75

5670

73,71

2,93

76,64

87,1

7,425

3х95

506,52

4052,16

52,68

3,194

55,87

67,27

10,422

Линию выполняем на ж/д опорах проводом АС-2х150. Строим кривую .

Рисунок 4.2 Зависимость затрат от сечения.

           Минимуму затрат соответствует сечение s=2х150 мм2.                                                                                                                           

         Технико-экономические показатели питающих линий

Капитальные затраты:

стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем типа ВВУ20 КРУН-20:

.

Стоимость сооружений 2-х питающих линий, выполненных проводом марки АС-2х150 на ж/б опорах в ненаселенной местности:

.

Суммарные капитальные затраты составляют:

.

Эксплуатационные расходы:

,

,

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход цветного металла:

.

Технико-экономические показатели трансформаторов

Капитальные затраты:

Стоимость 2-х трансформаторов ТРДН 40000/20/10 при наружной установке:

Стоимость 2-х выводов с выключателями ВВЧ20:

Суммарные капитальные затраты:

Приведенные потери мощности:

,

,

,

.

Эксплуатационные расходы:

.

Стоимость потерь электроэнергии:

.

Стоимость амортизационных отчислений:

.

Суммарные ежегодные отчисления на эксплуатацию:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии:

.

Расход цветного металла:

.

Расчет трансформаторов связи с энергосистемой аналогичен 1-му варианту.

Расчет электроснабжения печей. Схема и исходные данные

Рисунок 4.3 Схема внутреннего электроснабжения

1. Выключатели

Расчетные условия:

,

.

Мощность, отключаемая выключателями:

.

Ток, отключаемый выключателями:

.

Выбираем выключатель ВВД220Б-31,5/2000 с номинальными данными:

, , , .

Выключатели для цеха №1

Расчетные условия:

,

,

,

.

Для автотрансформатора типа АТДЦТН 200000/220 напряжение короткого замыкания между обмотками в процентах:

Uк.з

В-С

В-Н

С-Н

10,5%

32%

19,5%

Напряжение к.з. каждой обмотки:

,

,

.

Сопротивление обмоток трансформатора в относительных базисных единицах:

,

,

.

Сопротивление обмоток ВН и СН трансформатора:

.

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

.

Мощность, отключаемая выключателями:

.

Ток, отключаемый выключателями:

.

Выбираем выключатель типа ВВБ110-31,5/2000.

2. Линии:

Питающую линию выполняем проводом марки АС. Выбор сечения по техническим условиям:

1. По нагреву расчетным током:

,

.

По условиям допустимого нагрева для нормального режима принимаем сечение s=2х240 мм2 с допустимым током .

Проверяем сечение по условиям после аварийного режима работы:

,

,

,

.

2. По условию коронирования принимаем сечение  s=240 мм2.

3. По условию механической прочности принимаем сечение s=240 мм2.

4. По допустимой потере напряжения:

,

.

Следовательно сечение провода АС-2х240 удовлетворяет всем техническим условиям.

Выбор сечения по экономической целесообразности

1. Принимаем несколько стандартных сечений: s=2х240, 2х300, 2х400, 2х185.

2.Параметры выбора экономической целесообразности заносим в таблицу:

Таблица  4.3 Экономической целесообразности

2х240

0,27

210

0,997

12,6

0,024

4,5

0,013

8000

17,946

2х300

0,21

220

1,257

13,4

22,626

2х400

0,145

250

1,66

14,7

29,88

2х185

0,39

161

0,771

9

13,878

Таблица   4.3 (продолжение) Экономической целесообразности

2х240

1020,6

8164,8

106,14

5,44

111,58

226,8

139,93

2х300

831,6

6652,8

86,48

5,788

93,268

241,2

122,42

2х400

652,5

5220

67,86

6,35

74,21

264,6

107,28

2х185

1190,2

9041,76

117,54

3,888

121,43

162

141,68

По значению величин ЗЛ и sТ строим кривую .

Рисунок  4.4 Зависимость затрат от сечения.

Минимуму затрат соответствует сечение s=2х400 мм2.

Технико-экономические показатели питающей линии

Капитальные затраты: стоимость 2-х камер отходящей линии с выключателем ВВД220Б:

Стоимость линии, питающей предприятия, выполненную проводом марки АС-2х400 на ж/б опорах:

.

Суммарные капитальные затраты:

.

Эксплуатационные расходы:

,

.

Ежегодные эксплуатационные расходы:

.

Годовые расчетные затраты:

.

Потери электроэнергии в линии:

.

Расход цветного металла:

.

Технико-экономические показатели линий системы внешнего электроснабжения предприятия

Таблица   4.4 показатели линий системы внешнего электроснабжения

№ вар

Uн

1 вар

35 кВ

450,38

114,048

6791,44

6,939(Al)+18,6(Cu)

2 вар

220 кВ

443,34

52,935

2264,699

8,973(Al)+11,3(Cu)

3 вар

20 кВ

411,2

101,409

6122,7

11,106(Al)+12,4(Cu)

Принимаем вариант 220 кВ, т.к. все же основная нагрузка идет глубоким вводом, где необходимы меньшие потери электроэнергии, передача большей мощности. Суммарные годовые затраты значительно меньшие, меньше оборудования, но более сложнее в обслуживании и большой расход цветного металла [15].


5. Система внутреннего электроснабжения

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций

Электроэнергия по предприятию распределительных подстанций, комплектных трансформаторных подстанций, установленных в каждом цехе.

Размещение РП и КТП показано на генплане. Питание от ГПП до РП и ТП производится кабельными линиями. Так как на предприятие большинство потребителей относится к I и II категории и требуют высокой степени надежности питания, то цеховые подстанции выполняются двумя рабочими трансформаторами.

Предварительный выбор числа и мощности  цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности.

Раздельная работа трансформаторов позволяет уменьшить токи короткого замыкания, а также позволяет применять более легкую и дешевую аппаратуру.

Номинальная мощность цеховых трансформаторов выбирается по расчетной мощности, исходя из условия экономической выгоды и экономичной работы трансформаторов 60÷80% в нормальном режиме и допустимой перегрузке ( на 30-40%) от Sн.т. в послеаварийном режимом [14].

Таблица  5.1 Распределение электрических нагрузок по пунктам питания

Наименование пункта питания

Потребляемая электроэнергия

Местоположение пункта питания

Примечание

ТП 1

цех №1

цех №1

ТП 2

цех №3, 4 освещ.

№4

совмещено с РП 1

ТП 3

цех №6, 8

№8

совмещено с РП 2

ТП 4

цех №10, 12, 18

№10

ТП 5

цех №13, 14, 5

№13

ТП 6

цех №2

№2

ТП 7

цех №7, 9

№9

цех 7 совмещен с РП 2

ТП 8

цех №11, 16, 17

№11

ТП 9

цех №15, 19

№19

Расчет ТП

Расчетная нагрузка на шинах НН в ТП 1:

,

,

.

Намечаем к установке в ТП 1 два трансформатора мощностью по 2500 кВА каждый.

В нормальном режиме трансформаторы работают с коэффициентом загрузки:

.

В послеаварийном режиме:

.

Выбор числа и мощности трансформаторов остальных цеховых ТП аналогичен и выполнен в таблице

Таблица  5.2 Выбор числа и мощности трансформаторов остальных цеховых ТП

№ ТП

Цеха потребители

Кол-во трансформаторов, шт

1

1

1362

1677,76

2161

2

2500

0,432

0,864

2

3, 4, освещение территории

768

608,64

979,94

2

1000

0,554

1,109

3

6, 8

900

805,6

1216,9

2

1000

0,608

1,216

4

10, 12, 18

900

1261,78

1936,3

2

1600

0,605

1,21

5

13, 14, 5

1434,65

623,726

994,49

2

1000

0,497

0,994

6

2

1362

1677,76

2161

2

2500

0,432

0,864

7

7, 9

700

596,4

924,87

2

1000

0,462

0,924

8

11, 16, 17

796,55

909,744

1212,45

2

1000

0,605

1,21

9

15, 19

670,24

442,917

806,71

2

630

0,64

1,28

В целях уменьшения потерь активной мощности и электроэнергии в трансформаторах и на всех ступенях электроснабжения активная мощность, создаваемая асинхронным двигателем, компенсируется при помощи статических конденсаторов на стороне низкого напряжения [1].

Учитывая компенсацию  на напряжение до 1000 В, производим окончательный выбор мощности трансформаторов цеховых ТП.

5.1 Выбор мощности трансформаторов цеховых ТП

Расчетная нагрузка на шинах низкого напряжении я трансформаторов ТП 1:

,

.

Необходимая мощность компенсирующих устройств со стороны низшего напряжения трансформаторов ТП1:

,

где  - соответствует средневзвешенному ,

       - соответствует нормативному значению .

Выбираем компенсирующее устройство типа: , следовательно, .

Тогда некомпенсированная реактивная мощность на стороне низшего напряжения ТП1:

.

Потери активной мощности в КУ:

,

где  - удельные потери активной мощности в статических конденсаторах, кВт/кВар.

Таким образом величину не учитываем в виду ее малости.

Полная расчетная мощность с учетом компенсации определяется:

.

Выбираем к установке в ТП1 два трансформатора по 1600 кВА:

,

.

Расчеты для остальных ТП проводятся аналогично. Результаты расчетов сводим в таблицу.

Таблица  5.3 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

Кат.

потр.

№ТП

Кол-во ячеек КУ

I

1

1362

1677,76

1,23

1228,3

2х650

1415,92

2х1600

0,44

0,88

II

2

900

804

0,893

506,99

3х200

922,83

2х1000

0,46

0,92

I

3

1434,2

1261,934

0,88

788,53

2х400

1506.77

2х1600

0,47

0,94

II

4

770,68

623,726

0,8

369,4

1х400

802,49

2х630

0,63

1,27

I

5

1362

1677,76

1,23

1228,3

2х650

1415,92

2х1000

0,44

0,88

I

6

700

596,4

0,852

365,4

2х200

727

2х630

0,57

1,15

II

7

796,55

909,744

1,142

646,8

3х250

812,41

2х630

0,64

1,28

I

8

670,24

442,9

0,66

221,73

2х150

685,3

2х630

0,54

1,08

II

9

858

651,84

0,759

368,69

2х200

894,19

2х630

0,7

1,41

Выбираем для системы внутреннего электроснабжения радиально-магистральную схему с резервированием. Потребители свыше 1000 В питаются от РП по радиальной схеме с резервированием от шин ГПП. Питание осуществляется кабельными линиями в траншее [9].

Выбор компенсирующих устройств для потребителей 6 кВ

Расчетная нагрузка: 3; 4 цеха: , .

Необходимая мощность компенсирующих устройств:

,

,

.

Некомпенсированная реактивная мощность:

.

Расчетная мощность:

Расчетная нагрузка:

6 цех=7 цех: , ..

Мощность КУ необходимая для компенсации:

.

Мощность КУ:

.

Нескомпенсированная мощность:

.

Расчетная нагрузка:

.

Для выбора рационального напряжения распределительных сетей схемы внутреннего электроснабжения намечаем следующие варианты:

1. Электроэнергия распределяется на напряжение 6 кВ

2. 10 кВ

3. 20 кВ

4. РП питаются на напряжение 6 кВ, а ТП на напряжение 10 кВ.

Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 6-20 кВ

Потери активной и реактивной мощности в понизительных трансформаторах с высшим напряжением 6-20 кВ определяются по формулам, в зависимости от расчетной нагрузки:

,

.

Эти формулы для 1-го трансформатора.

Расчет ТП1

Расчетная полная нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП1:

.

Расчетная нагрузка 1-го трансформатора:

,

.

Потери активной и реактивной мощности одного трансформатора:

,

.

В двух трансформаторах 1600 кВА (при раздельной работе):

,

.

Потери мощности в трансформаторах с высшим напряжением 20 кВ принимаем, как для трансформаторов с ВИ =10 кВ.

По остальным ТП определение потерь аналогичны. Результаты расчетов сведены в таблицу.

Таблица  5.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

№ТП

На вариант 10 кВ для двигателя

1

2х1600

1415,92

13,648

217,6

2

2х630

864,19

9,123

94,5

РП1

2х6300

6617

43,65

918

3

2х1000

922,83

10,09

738

РП2

2х2500

2476,8

20,73

325

4

2х1600

1506,77

14,58

217,6

5

2х630

802,49

8,78

94,5

На вариант 20 кВ для двигателя

6

2х1600

1415,92

13,648

217,6

РП1

2х6300

6617

42,65

1010,6

7

2х630

727

7,68

94,5

РП2

2х2500

2476,8

20,43

375

8

2х630

812,41

8,94

94,5

9

2х630

685,3

7,116

94,5

5.2 Определение расчетных нагрузок в линиях по вариантам

I вариант (6 кВ)

Линия

Потребитель

Л1=Л3

ТП2-РП1-цех3;4-ГПП

Л2=Л4

ТП3;7-РП2-цех6;7-ГПП

Л5=Л8

ТП4;1-ГПП

Л6=Л9

ТП8;9-ГПП

Л7=Л10

ТП5;6-ГПП

Л1 (потребители 0,4кВ)

Расчетная нагрузка со стороны ВН=6 кВ

,

.

Полная расчетная нагрузка:

.

Расчетный ток в линии:

.

(Потребители 6 кВ)

,

.

Полная расчетная нагрузка:

.

Расчетный ток в линии:

.

Л2=Л4 (потребители 0,4 кВ)

,

.

Полная расчетная мощность:

.

Расчетный ток в линии:

.

Потребитель 6 кВ:

,

.

Полная расчетная мощность:

.

Расчетный ток в линии:

.

Л5=Л8 (питает ТП4 и ТП1)

,

.

,

.

Полная расчетная мощность:

.

Расчетный ток в линии:

.

Рисунок 5.1 Однолинейная схема электроснабжения предприятия

Л6=Л9 (питает ТП8 и ТП9)

,

.

,

.

Л7=Л10 (питают ТП5 и ТП6)

,

.

,

.

Все расчеты заносим в таблицу

Таблица 5.5   I вариант – 6 кВ

№ линии

Назна-

чение

l, км

Кол-во ячеек

Л1

ТП2, освещ. территории

0,525

867,123

246,34

0,4

94

-

942,09

90,65

-

Л2

ТП3, ТП7

1,025

1617,77

632,9

0,39

98,4

-

1737,16

167,16

-

Л5

ТП4, ТП1

0,425

2824,5

1233,2

0,43

300

1х300

2974,67

286,23

300

Л6

ТП8, ТП9

0,65

1482,8

491,64

0,33

2,31

-

1562,18

150,3

-

Л7

ТП5, ТП6

0,4

2155,1

871,98

0,4

160

-

2324,8

223,7

-

Л1

цех3;4, РП1

0,475

6300

4725

0,75

2646

3х900

6617

636,7

2700

Л2

цех6;7, РП2

1,15

2400

2112

0,88

1320

3х500

2476,8

238,33

1500

II вариант (10 кВ)

Так как параметры трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 одинаковы, то производим расчет только расчетного тока в линии, а остальные данные оставляем без изменения [8].

Расчетный ток в линиях:

.

№ линии

Л1

Л2

Л5

Л7

Л6

Л1

Л2

IР, А

54,39

100,29

171,7

134,22

90,18

385,6

144,5

Расчет для двигателей 6 кВ

РП1:

,

,

,

,

,

.

Полная мощность и расчетный ток:

,

.

РП2:

,

,

,

,

,

.

Полная расчетная мощность и ток:

,

.

III вариант (20 кВ)

Расчет параметров аналогичен I варианту.

Расчетный ток в линиях:

№ линии

Л1

Л2

Л5

Л6

Л7

Л1

Л2

IР, А

27,195

50,14

85,85

45,9

67,11

189,9

72,63

Расчет для двигателей 6 кВ

Так как используем трансформаторы 20/6 кВ, исходные данные, на которые такие же как на трансформаторы 6/35 кВ., на которые такие же как на трансформаторы 6/35 кВ.

РП1:

,

,

,

,

.

Полная расчетная мощность и ток:

,

.

РП2:

,

,

,

,

.

Полная расчетная мощность и ток:

,

.

IV вариант (6 и 10 кВ)

Расчет аналогичен варианту I, только РП будут запитаны на напряжение 6 кВ, а ТП на напряжение 10 кВ.

Выбор выключателей конца питающих линий, отходящих от ГПП

Предварительный выбор выключателей производится по: , при этом отключающая способность всех выключателей будет одинакова, а ток различным.

I вариант

Схема замещения и исходные данные

Суммарное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания в относительных единицах:

,

где  - сопротивление питающей линии.

,

где  - индуктивное сопротивление ВЛ 1 км,

       - сопротивление трансформатора ГПП в относительных единицах.

,

.

Рисунок 5.2 Расчетная схема внутреннего электроснабжения III варианта (20 кВ)

Мощность, отключаемая выключателями:

,

,

,

где  - ток, отключаемый выключателями 6 и 10 кВ.

Выбираем выключатель МГГ10-5000/45 с номинальными данными:

,   ,   .

Для II и IV вариантов расчет аналогичен.

Определение сечений кабельных линий

Выбираем сечение по техническим условиям:

Линия Л1 питает: РП1, ТП2, относящиеся к потребителям I категории. Выполняем двумя кабелями для бесперебойности питания от ГПП до РП1.

1. По нагреву расчетным током.

Расчетный ток

.

Расчетный ток послеаварийного режима:

.

Выбираем сечение кабеля по нормальному режиму работы s=2х50 мм2 с IДОП=400А.

Проверяем по условиям нагрева:

,

,

,

,

,

где k – поправочный коэффициент.

Таким образом сечение s=2х50 мм кабеля СБ удовлетворяет условиям.

Расчет кабельной линии от РП до ТП и двигателей:

,

.

Выбираем сечение s=2х10  .

,

,

.

2. По условию механической прочности:

.

3. По допустимой потере напряжения:

,

.

Сечение соответствует всем условиям.

Выбираем сечение по экономической целесообразности

Намечаем стандартные сечения:

s=2х10; 2х16; 1х16; 1х25; 1х120 мм2; 1х95 мм2.

Расчет проводится аналогично ВЛ. Результаты сводим в таблицу:

Таблица  5.6 Сечение по экономической целесообразности

2х10

0,47

40

0,08

1,48

3%

0,525

0,013

8000

0,168

2х16

0,35

45

0,13

1,55

0,237

16

0,56

45

0,13

1,55

0,136

25

0,43

50

0,2

1,69

0,21

95

0,2

61

0,76

2,69

0,798

120

0,17

64

0,96

3,06

1,008

Таблица  5.6 (продолжение) Сечение по экономической целесообразности

2х10

18,55

145,4

1,92

0,093

2,013

3,1

2,4

2х16

11,57

92,61

1,2

0,097

1,397

3,25

1,7

16

15,16

121,3

1,57

0,047

1,61

1,63

1,81

25

9,74

77,93

1,01

0,053

1,063

1,76

1,28

95

2,59

20,7

0,33

0,08

0,41

2,82

0,76

120

1,94

15,5

0,2

0,09

0,29

3,21

0,69

По величинам затрат т сечений строим кривую .

Минимум годовых расчетных соответствует сечение s=120мм2

Минимум годовых расчетных соответствует сечение s=120 мм2 с кабелем ААБ проложенным в траншее.

Рисунок   5.3 Зависимость затрат от сечения.

Выбор сечений остальных линий аналогичен и приведен в таблице.

Таблица  5.7 I вариант 6 кВ

№ линии

nкаб, шт

Поправ.

коэф.

Сечение по нагреву

Сечение по мех.прочности

Марка кабеля

Л1

2

167,16

0,8

10

10

120

ААБ(2х95)

Л2

2

286,23

-

16

-

-

ААБ(2х95)

Л5

2

156,3

-

10

-

-

ААБ(2х95)

Л6

2

223,7

-

16

-

-

ААБ(2х95)

Л7

2

263

-

50

-

-

ААБ(2х95)

Л1

2

636,7

-

240

-

2х150

ААБ(2х185)

Л2

2

238,33

-

35

-

70

ААБ(2х95)

Определение технико-экономических показателей производится аналогично методике, используемой при расчете системы внешнего электроснабжения [10].

III вариант (20 кВ)

Выбор выключателей конца питающих линий и линий, отходящих от ГПП

Сопротивление от источника питания до точки к.з. в относительных базисных единицах:

,

,

где  - индуктивное сопротивление провода.

АС-150

Мощность, отключаемая выключателями:

.

Ток, отключаемый выключателем:

.

Выбираем выключатель МГУ 20-20/2000 с номинальными данными:

, , .

Определение сечений кабельных линий 20 кВ

От ГПП до РП:

Л1.     ,

.

Выбираем сечение s=2х120 с .

Л2.     ,

.

2. По остальным параметрам не проверяем, так как сечение взято с запасом и расстояние от ГПП до РП очень мало.

От РП до ТП:

Л1:    ,

.

Выбираем сечение s=2х25 с .

2. По механической прочности s=25 мм2.

3. По допустимой потере напряжения:

,

.

Сечение s=2х25 проходит по всем условиям.

Выбор сечения по экономической целесообразности

1. Намечаем стандартные сечения: 2х25, 2х35, 2х50, 2х70, 2х95 мм2.


Таблица 5.8 Выбор сечение по экономической целесообразности

2х25

0,1

31

0,2

5,33

4,1%

4,5

0,013

8000

0,42

2х35

0,08

34

0,28

5,7

0,588

2х50

0,068

36

0,4

6,25

0,84

2х70

0,054

37

0,56

6,98

1,176

2х95

0,046

39

0,76

7,9

1,596

Таблица 5.8 (продолжение) Выбор сечение по экономической целесообразности

2х25

0,65

5,2

0,067

0,46

0,527

11,19

1,925

2х35

0,45

3,65

0,047

0,49

0,537

11,97

2,03

2х50

0,35

2,79

0,036

0,53

0,566

13,125

2,2

2х70

0,22

1,81

0,023

0,6

0,623

14,66

2,45

2х95

0,173

1,385

0,018

0,68

0,698

16,59

2,77

Построим график по  и .  .

Рисунок 5.4 Зависимость затрат от сечения.

Минимум затрат соответствует сечение s=2х25 мм2, выполненное кабелем ААБ и положенным в траншее. Выбор и расчет сечений остальных линий произведены в таблице [13].


Таблица  5.9  III вариант 20 кВ

№ линии

Попр.

коэф.

Sнагрев

Sмех

Марка кабеля

Л1

13,61

27,22

0,525

0,8

136

176,8

25

25

25

ААБ

(2х25)

Л2

25,1

50,2

1,025

-

-

-

-

-

-

ААБ

(2х25)

Л5

42,98

85,97

0,425

-

-

-

-

-

-

ААБ

(2х25)

Л6

22,57

45,14

0,65

-

-

-

-

-

-

ААБ

(2х25)

Л7

33,6

67,2

0,4

-

-

-

-

-

-

ААБ

(2х25)

Л1

95,62

191,4

0,475

-

336

436,8

120

-

120

ААБ

(2х120)

Л2

35,79

71,58

1,15

-

200

260

50

-

50

ААБ

(2х50)

5.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов к.з. приведен для 2-х точек:

1. точка k-1 на шинах ГПП,

2. точка k-2 на шинах РП.

Принимаем следующие условия:

,

,

.

Расчет сопротивления в относительных базисных единицах:

сопротивление системы:

.

Сопротивление ВЛ-220:

,,

,

где ,  - активное и реактивное сопротивление линии 1 км.

Сопротивление трансформаторов:

,

.

Сопротивление кабельной линии ГПП:

,

.

Сопротивление от источника питания до точки к.з. k-1:

,

.

Так как , то следовательно активное сопротивление не учитываем при расчете токов к.з. Так как , то периодическая слагающая тока к.з. для всех моментов времени одинакова и равна:

.

Ударный ток короткого замыкания:

?

где  - ударный коэффициент равный 1,6 для Т=0,02 сек.

Наибольшее действующее значение тока к.з. за первый период:

.

Мощность трехфазное к.з. для произвольного момента времени:

.

Точка k-2

Сопротивление от источника до точки к.з.:

.

,

,

,

.

Расчетная схема и схема замещения

Рисунок  5.5 Расчетная схема и схема замещения

Расчет токов к.з.

, , .

, .

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Точка k-1.

Расчетная схема и схема замещения

Рисунок 5.6 Расчетная схема и схема замещения точки К-1

,

,

,

.

Точка k-2.1

,

,

,

,

.

Точка k-2.2

,

,

,

,

.

5.4 Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей

Выключатели ВББ 220  31,5/2000.

Расчетный ток термической устойчивости:

,

где  - время, к которому отнесен ток термической устойчивости ,

       - приведенное время к.з.,

,

где  - приведенное время периодической и апериодической составляющей тока к.з.

При ,  ,

где      при ,

,

,

,

.

Таблица 5.10 ВВБ 220  31,5/2000, ВВЭ 220-20/1600

U, кВ

Таблица 5.11 МГГ10-5000/45

U, кВ

Таблица  5.12 ВВЭ  100-40/2000

U, кВ

ВВБ 220-31,5/2000

ВВЭ 110-40/2000

1. По отключающей способности:

,

,

.

2. Термическая устойчивость по тепловому импульсу:

,   ,

,

.

3. Электродинамическая устойчивость:

,   ,

,   .

5.5 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Разъединитель 220кВ. РДНЗ 2204-2000

1. ,

.

2. ,

,

,

.

3. Термическая устойчивость:

,

.

4. ,

.

РНД 110у-200

1. ,

.

2. ,

,

3. ,

.

Отделитель ОД 220/1000

1. .

2. .

3. ,  .

4. ,   ,

,   .

5. ,

.

Короткозамыкатели к.з.220 У1

1. .

2. ,   ,

.

3. .

4.

КЗ 110Б-У1

Расчет аналогичен КЗ 220У1

5.6 Выбор трансформаторов тока

Расчетная вторичная нагрузка Т.Т:

,

где     - сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов,

           - сопротивление соединительных проводов,

- суммарные сопротивления контактов =0,1 Ом

Таблица 5.13 Распределение нагрузки между Т.Т.

Наименование прибора

Нагрузка Т.Т. фазы А, Ом

Нагрузка Т.Т. фазы С

Амперметр Э140

0,069

-

Ваттметр Д585

0,056

0,056

Счетчик активной мощности

0,021

0,021

Счетчик реактивной мощности

0,011

0,11

Итого

0,157

0,088

Расчетные сечения проводов:

,

где      - при соединении Т.Т в неполную звезду, l=3 м,

- наибольшее допустимое сопротивление проводов,

- удельное сопротивление медного провода,

.

Расчетная вторичная нагрузка Т.Т.

.

5.7 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираем по номинальному первичному напряжению и классу точности, при данной вторичной нагрузке [7].

Таблица 5.14 Трансформаторы напряжения

Прибор

Тип

Мощность потребителя

Число приборов

Потребляемая мощность

Вт

кВар

ВА

Вольтметр

Э762

9

4

1

36

Ваттметр

Д772

10

1

1

10

Частотомер

Д762

8

1

1

8

Счетчик активной энергии

САЗУ

1,75

4

0,38

2,66

6,5

Счетчик реактивной энергии

СР4У

1,75

1

0,38

0,66

1,62

Итого

11

57,32

8,12

58

Таблица 5.15 Трансформаторы напряжения при данной вторичной нагрузке

Проверяемая величина

Расчетные параметры

Номинальные параметры

Т.Т.

Т.Н.

Т.Т.

Т.Н.

Класс точности

0,5/Д

0,5Д

0,5Д

0,5Д

Номинальная вторичная нагрузка, Ом

Кратность I

Кратность I

Тип Т.Т. и Т.Н.

ТПШП-10-2000/5

НТШП-6(6000/100)100/3

  

5.8 Выбор шин ГПП

Выбор и проверку шин выполняем по максимальному рабочему току, термической устойчивости, допустимому напряжению в шине на изгиб [15].

1. Длительно допустимый ток:

,

где      - допустимый ток для одной полосы при t=70º шины и t=25º воздуха,

         - поправочный коэффициент при горизонтальным расположении шин = 0,95,

- коэффициент длительно допустимого тока, для многополосных шин,

- коэффициент при tвозд≠25º.

.

.

Выбираем однополосные медные шины с сечением S=80х10мм2, .

2. Проверка шин на электродинамическую и термическую стойкость к токам к.з. Допустимое напряжение на изгиб:

.

Допустимое усилие на изгиб:

,

где W – момент сопротивления, см3,

 l – длина пролета между изоляторами (см) =80 см.

Расчетное усилие от динамического воздействия тока к.з.:

или из расчета, что :

,

.

Шины располагаем плашмя.

,

где    =1 см – толщина одной полосы,

          - ширина шины.

Максимальное расчетное напряжение:

,

.

3. Минимальное допустимое сечение шин по термической стойкости к токам к.з.

,

где      - термический коэффициент для меди,

,   .

Шины печей

Шины выполнены алюминиевым проводом.

.

Выбираем провод АСО-2х400 и ,

.

2. Расчетное усилие от динамического воздействия:

,

,

,

.

Максимальное расчетное напряжение:

.

3. Минимально допустимое сечение:

,

.


6.  Расчет электроснабжения цеха

Определение расчетной нагрузки по средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок

Расчетная нагрузка группы приемников со средней мощностью и коэффициенту формы определяется из следующих выражений:

,

,

,

где  - коэффициент формы графика активной мощности,

,

где      - число интервалов, на которое разбит графи к нагрузок,

- величина, представляющая собой потребление электрической энергии за время ,

- расход активной электроэнергии за время Т.

График нагрузок разливочных машин со всеми потребителями этого узла, где  (т.е. при 100%).

. График нагрузок за время Т=24 ч. имеет вид:

Рисунок 6.1 График нагрузок за время Т=24 ч

Средняя активная мощность за наиболее загруженную смену Рсм группы приемников с одинаковым режимом работы:

,

где      - коэффициент использования, равный 0,63,

,

,

, для данной группы приемников равен 0,8, тогда .

,

,.

Подобным образом определяем расчетные нагрузки других отделений цеха.

Рисунок 6.2 Расчет нагрузок шламового отделения

,

.

,

,

,

,

,

,

.

Рисунок 6.3 Расчет нагрузок плавильного отделения

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Итого по цеху:

,

,

.

Планируем установить в цехе 3 КТП.

1. КТП 1 питает плавильное отделение.

2. КТП 2 питает отделение разливочных машин.

3. КТП 3 питает шламовое отделение.

Нагрузки, приходящиеся на КТП:

№ КТП

1

1612,3

999,63

1897

3

571,67

255,5

625,25

2

632,74

474,55

790,925

Расчетная нагрузка для освещения:

,

,

,

.

Необходимая мощность компенсирующих устройств:

,

,

.

Мощность КУ:

,

,

.


7.  Расчет КТП

7.1 Расчетная нагрузка на шинах НН 

         Расчетная нагрузка на шинах НН КТП1

,

,

.

Устанавливаем в КТП 2 трансформатора, мощностью по 1600 кВА каждый.

Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах:

,

.

Таблица   7.1 Расчетные параметры для КТП

№ КТП

Назначение

КТП1

Отделение плавильное

1897

2х1600

0,59

1,18

КТП2

Отделение Р.М.

790,295

2х100

0,39

0,79

КТП3

Шламовое отделение

625,25

2х630

0,49

0,99

Необходимая мощность компенсирующих устройств КТП2:

,

.

Выбираем КУ:

,

,

.

Выбираем 2 трансформатора по 630 кВА.

, .

Таблица  7.2  Расчетные параметры для КТП

№ КТП

Кол-во ячеек

КТП1

1612,3

999,63

0,62

467,5

2х250

1687,9

2х1600

0,52

1,04

КТП2

632,74

474,55

0,74

265

2х150

656,77

2х630

0,52

1,04

КТП3

570,67

255,5

0,44

67,17

2х50

591,47

2х630

0,469

0,93


Таблица  7.3 Распределение потребителей по КТП и ПСУ и их расчетные мощности

№ КТП

ПСУ

ЩР1

ЩР2

ЩР3

ЩР4

Мощность

КТП1

ПСУ101

1

2

3,4,5

6,

7,8,9,10,11

279

206,46

347,08

304,5

225,33

378,8

139,7

103,378

173,79

43,78

32,39

54,45

РР

QР,

SР

12,13,14

15,16,17

18,19,20

21

159,4

117,9

198,26

51,45

38

63,96

84,2

62,3

104,74

400

296

497,6

РР

QР,

SР

КТП2

ПСУ 201

ПСУ 202

1

2,3,4

5

382

378

538

115,5

86,625

144,37

115,5

86,625

144,37

РР

QР,

SР

180

135

225

102

76,5

127,5

83,6

62,7

104,5

РР

QР,

SР

КТП 3

ПСУ 301

1

2,3,4,5

360

266,4

447,85

26,7

19,758

33,21

РР

QР,

SР

Таблица   7.4 Нагрузка в линиях

Л1 питает ПСУ 101

Л2 питает ПСУ 102

Л3 питает ПСУ 201

Л4 питает ПСУ 202

Л5 питает ПСУ 301

               (ЩР1, ЩР2)

Л1: По расчетному току выбираем сечение кабеля s=4х240 с

Проверяем по допустимой потере напряжения:

,

.

Используем кабель марки (АВВГ) ААБГ, проложенный на кронштейнах в коробах

Сведения о других линиях заносим в таблицу.

Таблица   7.5 Расчетные значения для выбранных линий

№линии

Марка и сечение кабеля

Л1

240х4

725

1320

1450

0,3

0,34

ААБГ 4х240

Л2

240х3

656,5

990

9313

0,3

0,37

ААБГ 3х240

Л3

240х3

628,4

990

1256,8

0,3

0,37

ААБГ 3х240