Электроснабжение химического предприятия по производству синтетических каучуков

метки: Электроснабжение, Продукция, Кабельный, Нагрузка, Мощность, Трансформатор, Линия, Замыкание

Решение большого количества задач, связанных с электроснабжением промышленных предприятий может быть достигнута несколькими технологическими средствами. Многовариантность реализации промышленных систем электроснабжения, требует проведения предварительных технических и экономических расчетов. Их результатом будут проработанные с экономической и технической стороны решения.

Система электроснабжения завода, исполненная максимально рационально, подразумивает выполнение требований по соблюдению качества электроэнергии. Так же необходимо обеспечить гибкость системы, допускающая расширение в случае развития предприятия, без усложнения и увеличения стоимости первоначального варианта. Так же необходимо применять решения позволяющие снизить расходы электроэнергии и расходных материалов.

Система электроснабжения, включает в себя комплекс устройств предназначенных для производства, передачи и распределения электрической энергии.

В процессе проектирования промышленных систем электроснабжения осуществляется выбор наиболее оптимального, рационального и эффективного варианта решения этого вопроса. Именно, комплексный подход к решению этой задачи, при учете всех требований и энергетических стандартов позволит предприятию в будущем эфективно работать в экономическом и техническом плане.

В процессе проектирования и дальнейшей реализации промышленной системы электроснабжения, необходимо учитывать большое количество различных факторов: категория надежности, потребляемая мощность, размещение электрических нагрузок и т.п.

Актуальность темы выпускной квалификационной работы заключается в том, что создание надежных и эфективных систем электроснабжения, освещения, автоматизированных систем управления электрооборудованием и производственными процессами, внедрение гового преобразовательного оборудования позволяют технически и экономически грамотно организовать технологический процесс на предприятии.

Целью выпускной квалификационной работы является проектирование эффективной и надежнойсистемы с технической и экономической точки зрения, системы электроснабжения предприятия.

В процессе работы над выпускной квалификационной работой необходимо выполнить следующие задачи:

• провести анализ технологического процесса производства;
• определить расчетные электрические нагрузки;
• построить картограммы нагрузок завода;
• выполнить расчет системы электроснабжения завода;
• выполнить расчет системы распределения;
• выполнить расчет токов короткого замыкания;
• выбрать элементы системы электроснабжения завода;
• проверить кабельные линии на термическую стойкость;
• рассмотреть вопросы энергосбережения.

1 Описание и анализ технологического процесса производства

Основной деятельностью предприятия является производство различных видов синтетических каучуков.

Тема работы Электроснабжение химического завода

... электрооборудования. В данной работе мы будем проектировать систему электроснабжения химического завода, более детально рассмотрим электроснабжение кузнечного цеха завода. Используя все полученные ... проектирования, конструирования; обсуждение результатов выполненной работы; наименование дополнительных разделов, подлежащих разработке; заключение по работе). Перечень графического материала (с ...

Сополимерные каучуки, производимые заводом, используются в шинной, резинотехнической и прочих отраслях промышленности.

Изопреновые каучуки применяются при производстве медицинских изделий и резин, соприкасающихся с продуктами питания.

Бутилкаучук используется в производстве автомобильных камер, диафрагм форматоров-вулканизаторов и прорезиненных тканей, изделий медицинского и пищевого назначения, в строительной отрасли.

В технологическом процессе рассматриваемого производства широко используются мощные воздуходувки, дымососы, турбокомпрессоры, насосы на основе синхронного электропривода с электродвигателями мощностью до 200 кВт, и рабочими напряжениями 115, 230, 460 В.

На заводе широко используется конвейерный транспорт и поточнотранспортные системы, а также конвейерные линии большой протяженности, что обусловлено большим количеством направлений грузопотоков.

Конвейерный транспорт отличается простотой конструкции и применяемого оборудования. Его основными достоинствами является высокие надежность и производительность, низкие эксплуатационные расходы и высокая степень амортизации, низкая стоимость оборудования и малый срок окупаемости. Он способен обеспечит непрерывность процесса, максимально упростить погрузочно-разгрузочные операции, при высокой безопасности процесса.

Категории электроприемников предприятия приведены в таблице 1.1 Таблица 1.1. Категории электроприемников предприятия № на плане Наименование цеха Кат. ЭП Производственная среда цеха 1 Склад 3 Технологическая пыль. 2 Цех хлора и каустика Химически активная.

0,4 кВ; 1

СД 6 кВ. 1 3 Цех хлорофоса 1 Технологическая пыль. 4 Компрессорная: Технологическая пыль.

0,4 кВ; 1

СД 6 кВ. 1 5 Насосная; Сырая.

0,4 кВ; 1

СД 6 кВ 1 6 Газоочистные сооружения Химически активная.

0,4 кВ; 1

СД 6 кВ 1 7 Цех синильной кислоты№1 1 Химически активная. 8 Цех синильной кислоты№2 1 Химически активная. 9 Цех метилхлорида №1 Химически активная.

0,4 кВ; 1

СД 6 кВ 1 10 Цех метилхлорида №2 Химически активная.

0,4 кВ; 1

СД 10 кВ 1 11 Цех сульфата аммония № 1 1 Химически активная. 12 Цех сульфата аммония № 2 1 Химически активная. 13 Цех сжигания газов Взрывоопасная В1.

0,4 кВ; 1

СД 6 кВ 1 14 Лаборатория 1 Нормальная. 15 Электроцех 2 Нормальная. 16 Ремонтный Цех 2 Нормальная. 17 Административный корпус 1 Нормальная. 18 Столовая 3 Нормальная. 19 Гараж 3 Нормальная. 20 Котельная 1 Нормальная. 21 Освещение территории 2 Нормальная.

В результате некоторый производственных процессов, осуществляемых на рассматриваемом заводе, образуется тонкая и едкая пыль, поэтому на данном предприятии необходимо использовать оборудование закрытого типа, оснащенное надежной аспирацией.

Электроснабжение механосборочного цеха

... цеха в целом. Задачей курсового проектирования является разработка проекта схемы электроснабжения механосборочного цеха ... нормальные условия окружающей среды в проектируемом цехе; не пыльная, химически активных сред нет, не пожаровзрывоопасная, влажной среды нет. По категории электробезопасности цех относится к категории ... При построении системы электроснабжения цеха необходимо учитывать ...

В случае аварийной остановки определенных производственных циклов, происходит выделение большого количества вредных газов, что способствует возникновению опасности отравления работающих людей.

Следовательно, любое нарушение электроснабжения производственных цехов, влечет за собой не только перерывы производственных циклов, и непосредственно влияет на объемы выпускаемой продукции, но также и обуславливает опасность отравления обслуживающего персонала. Поэтому от надежности промышленной энергосистемы зависит функционирование производства в целом.

Для выбора оптимального варианта системы внешнего и внутреннего электроснабжения химического завода необходимо определить для каждого цеха в отдельности требуемую степень надежности (категорию надежности) электроснабжения электроприемников (ЭП).

[12]

В соответствии с ПУЭ [1], электроприемники в плане обеспечения надежности электроснабжения делятся на три категории.

Электроприемники I категории. Перерыв электроснабжения электроприемников, относящихся к данной категории, может обусловить возникновения опасных производственных факторов, результатом которых может стать опасность для жизни производственного персонала, нанесение существенного ущерба народному хозяйству, выход из строя дорогостоящего оборудования, массовый производственный брак, сбои сложного технологического процесса.

Электроприемники II категории. Перерыв электроснабжения электроприемников, относящихся к данной категории, может стать причиной массового недовыпуска продукции, простоев рабочих, оборудования и промышленного транспорта.

Электроприемники III категории. К данной категории относятся электроприемники, неподходящие под определение, описанных выше категорий.

Опираясь на данные, приведенные в таблице 1.1, определена степень надежности электроснабжения ЭП.

2 Расчет электрических нагрузок предприятия

Генеральный план завода представлен на рисунке 2.1. Мощность системы питания 1200 МВ·А. Питание предприятия осуществляется от подстанции энергосистемы на классах напряжения 220, 110, 35 кВ. Индуктивное сопротивление системы (Хс) составляет 0,3; 0,6; 0,9 о.е. соответственно классам напряжения 220, 110, 35 кВ. Расстояние от источника питания до завода 6 км. Сведения об электрических нагрузках завода приведены в таблице 2.1.

Рисунок 2.1 — Генеральный план предприятия Таблица 2.1 — Ведомость электрических нагрузок завода № на плане Наименование цеха Установленная мощность,

Р уст.квт 1 Склад 520 2 Цех хлора и каустика

0,4 кВ; 842

СД 6 кВ. 5990 3 Цех хлорофоса 2480 4 Компрессорная: 1030 5 Насосная;

0,4 кВ; 2870

СД 6 кВ 3440 6 Газоочистные сооружения

0,4 кВ; 890

СД 6 кВ 1270 7 Цех синильной кислоты№1 1520 8 Цех синильной кислоты№2 1010 9 Цех метилхлорида №1

0,4 кВ; 684

СД 6 кВ 3190 10 Цех метилхлорида №2

0,4 кВ; 2645

СД 10 кВ 4480 11 Цех сульфата аммония № 1 1498 12 Цех сульфата аммония № 2 505 13 Цех сжигания газов

0,4 кВ; 948

СД 6 кВ 1390 14 Лаборатория 115 15 Электроцех 323 16 Ремонтный Цех 715 17 Административный корпус 747 18 Столовая 440 19 Гараж 369 20 Котельная 340

Освещение территории Определить по площади

Проект системы электроснабжения завода «Уральская кузница»

... цех; ремонтно-механический цех; заводоуправление. 4. Полная расчетная мощность на шинах главной понизительной подстанции: 34 307 кВА. 5. Коэффициент реактивной мощности: заданный энергосистемой — 0,5; расчетный — 0. 6. Напряжение внешнего электроснабжения: ... использование максимума нагрузки 4355ч. Стоимость ... общество «Уральская кузница» (далее предприятие) ... работ 10.2.2 Расчет сметной стоимости работ ...

2.1 Определение нагрузки цехов

Основным этапом при проектировании системы электроснабжения предприятия является определение электрических нагрузок цехов.

При выполнении выпускной квалификационной работы нагрузки рассчитываются по номинальной мощности потребителей и коэффициенту спроса с учетом коэффициента одновременности максимумов, потерь системы электроснабжения и нагрузки системы освещения.

Расчетные электрические нагрузки СЭС определяются для всех потребителей. При этом сети напряжением до и свыше 1 кВ должны рассматриваться отдельно. [22]

Рисунок 2.1 – Фрагмент схемы электроснабжения завода

Характеристики индивидуальных электроприемников цехов неизвестны, поэтому расчет нагрузок производится, начиная со второго уровня, шины 0,4 кВ (рисунок 2.1, точка 2).

В этом узле, расчетные нагрузки определяются по коэффициенту спроса (Кс), номинальной мощности (Рн), и коэффициенту мощности (tgφн),

= 0,6, cosφ = 0,8.

(2.1)

(2.2)

Кроме того, при расчете нагрузок цехов необходимо учесть нагрузку искусственного освещения, которая определяется по номинальной мощности осветительной нагрузки данного цеха (Рн.о) и коэффициенту спроса для осветительной нагрузки (Кс.о) с учетом коэффициента потерь в пускорегулирующей аппаратуре (Кпп).

Номинальная мощность нагрузки системы освещения определяется из удельной мощности на единицу площади [16]:

(2.3)

где мощность нагрузки системы освещения данного цеха, кВт;

• площадь территории цеха, м2;
• удельная мощность осветительной нагрузки, кВт.

Территория завода площадью менее 20000 м2 (ДРЛ) – 0,9 Вт/м2.

Для люминесцентных и ДРЛ ламп:

• вспомогательные цеха – 12–14 Вт/м2;
• склады – 7–10 Вт/м2;
• механические цеха – 14–16 Вт/м2;
• компрессорные, насосные – 14–16 Вт/м2;
• заводоуправления, столовые, лаборатории – 18–20 Вт/м2.

Расчетные мощности осветительной нагрузки определяются по формулам [17]:

(2.4)

(2.5)

При применении газоразрядных источников света рекомендуется принимать Кпп = 1,2, tgφн.о = 0,48 при cosφ = 0,9

Таким образом, значения нагрузок цеха (точка 2) определяются по следующим формулам:

(2.6)

(2.7)

где и – расчетные значения активной и реактивной мощностей цеха, кВт и квар.

Полная мощность:

(2.8)

Расчетный ток узла нагрузки:

(2.9)

где – расчетное значение тока узла нагрузки, А;

• номинальное напряжение узла нагрузки, кВ.

Расчетные значения нагрузок стороны высшего напряжения трансформаторов цеховых подстанций (рисунок 2.1, точка 3) определяем по расчетным нагрузкам на шинах низшего напряжения данной подстанции (рисунок 2.1, точка 2) с учетом потерь в питающих трансформаторах [1].

Так как тип и мощность силового трансформатора еще не выбраны, можно принимать:

Реконструкция механического цеха

... выбраны верно. Установленная мощность освещения помещения составляет: Расчетная активная мощность определяется по коэффициенту спроса, который для данного цеха принимается 1, суммарная расчетная активная мощность складывается из расчетной активной мощности и потерь в ПРА ...

(2.10)

(2.11)

Таким образом, расчетные нагрузки стороны высшего напряжения цеховых ТП определяются по следующим формулам:

• расчетные активная и реактивная мощности:

(2.12)

(2.13)

где и – расчетные значения активной и реактивной мощностей, потребляемых в цехе стороной высшего напряжения, кВт и квар;

• и – потери активной и реактивной мощностей цеховым трансформатором, кВт и квар;
• полная расчетная мощность

(2.14)

где – расчетное значение общей мощности, потребляемой стороной высшего напряжения цеха, кВ·А;

• По полученным значениям нагрузок нужно выбирать линии, питающие цеховые трансформаторные подстанции, коммутационные аппараты и оборудование защиты данных линий.

Расчетные нагрузки высоковольтных электроприемников цеха:

• расчетные активная и реактивная мощности:

(2.15)

(2.16)

где и – расчетные значения активной и реактивной мощностей высоковольтной цеховой нагрузки, кВт и квар;

• Кс – коэффициент спроса высоковольтной нагрузки, о.е.;
• tgφн – коэффициент реактивной мощности, о.е.;
• расчетная полная мощность

(2.17)

• расчетный ток:

(2.18)

Суммарные расчетные мощности цеха:

(2.19)

(2.20)

(2.21)

(2.22)

Определение расчетной нагрузки рассмотрим на примере цеха хлорида и каустика (0,4 кВ), .

Определяем нагрузку искусственного освещения,

• коэффициент спроса освещения определяем по табл.1.10 [1].

Определяем суммарную активную, реактивную и полную нагрузки на 0,4 кВ (точка 2):

Определяем расчетный ток нагрузок:

Расчет нагрузок стороны 6 кВ трансформаторных подстанций:

Определяем потери в трансформаторе:

Расчетные цеховые низковольтные нагрузки на стороне 6 кВ ТП:

• расчетные мощности:

Расчетные нагрузки высоковольтных (6 кВ) электроприемников цеха:

• расчетные мощности:
• расчетный ток:

Суммарные расчетные нагрузки цеха:

• расчетные мощности:
• расчетный ток:

Результаты расчетов нагрузок всех цехов сведены в таблицы 2.2 – 2.4. Таблица 2.2 – Расчет нагрузок подразделений предприятия № на Подразделение Р н. cosφ Kc Р c. Q c. S c. I c. плане кВт. кВт. квар кВ·A A

Электроприемники напряжением 0,4 кВ 1 Склад 520 0,95 0,3 398,22 231,82 460,77 624,65

2 Цех хлора и каустика 842 0,9 0,5 644,8 375,36 746,1 1011,5

(0,4 кВ) 3 Цех хлорофоса 2480 0,95 0,5 1899,2 1105,58 2197,53 2979,13 4 Компрессорная 1030 0,9 0,4 771,6 373,45 857,22 1237,3 5 Насосная (0,4 кВ) 2870 0,95 0,4 2197,85 1279,45 2543,11 3447,6 6 Газоочистные 890 0,9 0,5 681,56 396,76 788,63 1069,12

сооружения (0,4 кВ) 7 Цех синильной 1520 0,95 0,5 1164,02 677,62 1346,87 1825,9

кислоты№1 8 Цех синильной 1010 0,85 0,6 773,46 450,26 894,96 1213,3

кислоты№2 9 Цех метилхлорида №1 684 0,85 0,6 523,8 304,93 574,19 821,7

(0,4 кВ) 10 Цех метилхлорида №2 2645 0,85 0,6 2025,5 1179,14 2343,73 3177,34

(0,4 кВ) 11 Цех сульфата аммония 1498 0,85 0,8 1147,2 667,81 1327,38 1799,5

№1 12 Цех сульфата аммония 505 0,85 0,8 386,73 225,13 447,48 606,63

№2 13 Цех сжигания газов 948 0,85 0,8 725,98 422,62 840,02 1138,8

Электроснабжение цеха металлорежущих станков

... мощности трансформаторов, методика определения электрических нагрузок, выбора напряжения, сечений проводов и жил кабелей и т.п. 1. Краткая характеристика производства и потребителей ЭЭ Цех металлорежущих станков ... станки 4 2,5 10 4. Расчетно-конструкторская часть 4.1 Выбор схемы электроснабжения Цеховые сети делят на ... Все приемники по режиму работы разделяются на 3 основных типа: продолжительный, ...

(0,4 кВ) 14 Лаборатория 115 0,85 0,3 88,07 51,27 101,90 138,14 15 Электроцех 323 0,85 0,8 247,35 143,99 286,21 388 16 Ремонтный Цех 715 0,85 0,35 547,55 318,75 633,56 858,9 17 Административный 747 0,85 0,35 572,05 333,01 661,92 897,34

корпус 18 Столовая 440 0,85 0,3 336,95 196,15 389,88 528,5 19 Гараж 369 0,85 0,3 282,6 164,5 326,97 443,3 20 Котельная 340 0,85 0,3 260,37 151,57 301,27 408,43

Электроприемники напряжением 6 кВ 3 Цех хлора и каустика 5990 0,95 0,8 2396 381,75 2964,5 285,26

(6 кВ) 5 Насосная (6 кВ) 3440 0,95 0,8 3096 493,3 3830,6 163,8

Продолжение таблицы 2.2 6 Газоочистные 1270 0,95 0,6 1143 182,12 1414,2 60,5

сооружения (6 кВ) 9 Цех метилхлорида №1 3190 1 0,8 2871 457,43 3552,2 151,9

13 Цех сжигания газов 1390 0,95 0,8 1251 199,32 1547,8 66,2

Электроприемники напряжением 10 кВ 10 Цех метилхлорида №2 4480 0,95 0,8 4032 642,4 4988,7 213,35

(10 кВ) Итого по 0,4, 6 и 10 кВ. 40251 30203,49 11253,92 36066,43

Таблица 2.3 – Расчет электрических нагрузок подразделений завода с учетом потерь

№ Подразделение F ц. ρуд Kосв Ро. Qо. Sо. Iр.о. на плане м2. Вт/м 2

кВт. квар кВ·A A

1 Склад 1828 8 0,6 21,94 10,6 24,37 35,17

2 Цех хлора и каустика 1817 12 0,85 21,8 10,55 24,21 34,94

3 Цех хлорофоса 7314 13 0,95 87,77 42,48 97,48 140,68

4 Компрессорная 12800 13 0,95 153,6 74,34 170,6 246,2

5 Насосная 5485 12 0,85 65,8 31,8 73,1 105,5

6 Газоочистные 3657 12 0,85 43,9 21,25 48,76 70,37

сооружения

7 Цех синильной 9143 12 0,85 109,7 53,1 121,84 175,83

кислоты№1

8 Цех синильной 3657 14 0,85 43,6 21,1 48,42 69,88

кислоты№2

9 Цех метилхлорида 7315 14 0,85 87,8 42,5 97,52 140,73

№1

10 Цех метилхлорида 8228 14 0,85 98,7 47,8 109,62 158,2

№2

11 Цех сульфата 3657 14 0,85 43,6 21,1 48,42 69,88

аммония

№1

12 Цех сульфата 4571 12 0,85 54,85 26,55 60,92 87,92

аммония №2

13 Цех сжигания газов 8594 12 0,85 103,13 49,9 114,54 165,3

14 Лаборатория 1645 20 0,8 19,7 9,5 21,88 31,57

15 Электроцех 4022 14 0,85 48,3 23,4 53,64 77,41

16 Ремонтный Цех 3291 14 0,85 39,5 19,12 43,87 63,31

17 Административный 2377 14 0,85 28,5 13,8 31,65 45,67

корпус

18 Столовая 2014 20 0,8 26,33 26,33 29,24 42,19

19 Гараж 2194 20 0,9 27,4 13,26 14,73 21,26

20 Котельная 1828 14 0,8 21,94 10,62 24,37 35,17

2.2 Определение мощности компенсирующих устройств цехов

Определяем необходимые мощностные характеристики компенсирующих устройств, обязательные для установки на предприятии:

(2.23)

где – расчетная активная мощность i-го узла нагрузки, кВт;

• К – коэффициент пропорциональности, который зависит от текущего значения коэффициента активной мощности (расчетного) и требуемого (достижимого) для ком- пенсации перетоков реактивной мощности питающих сетей узла нагрузки.

Рассмотрим расчет компенсирующих устройств на примере цеха № 4 (компрессорная):

тогда значение коэффициента активной мощности (расчетного) cosφ расч = 0,92.

Принимаем достижимое значение cosφ расч = 0,96.

Измерительные трансформаторы напряжения. Измерительные трансформаторы ...

... нагрузки. В конструкции трансформаторов напряжения предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем некоторого уменьшения числа витков , а также компенсация угловой погрешности за счет специальных компенсирующих обмоток. Суммарное потребление обмоток измерительных ... же как и трансформаторах тока, вектор вторичного напряжения сдвинут относительно вектора первичного напряжения не точно на ...

Тогда коэффициент пропорциональности (К) равен 0,17 [1].

Расчетная мощность компенсирующих устройств:

По полученному значению выбираем ККУ стандартной мощности 1×150 квар (АКУ 0,4-150-25У3).

После выбора мощности компенсирующих устройств всех узлов нагрузки 0,4 кВ необходимо скорректировать расчетные значения реактивной мощности всех ТП с учетом установленных БСК.

Итоговая мощность цеха № 4 с учетом установленных БСК:

• потребляемая реактивная мощность с шин 0,4 кВ трансформаторной подстанции цеха № 4:

(2.24)

• потребляемая полная мощность с шин 0,4 кВ трансформаторной под- станции цеха № 4:

(2.25)

Результаты расчетов мощности компенсирующих устройств остальных цехов завода сведены в таблицу 2.4. Таблица 2.4- Расчет компенсации реактивной мощности № на Подразделение cosφ K плане квар. квар. квар квар кВ·А

1 Склад 520 0,95 0,43 163,3 100 390,4 888,07 2 Цех хлора и 842 0,9 0,54 291,3 100 669,01 1437,9

каустика 3 Цех хлорофоса 2480 0,95 0,3 253,8 240 1675,9 4233,9 4 Компрессорная 1030 0,9 0,17 176,85 150 261,9 1072,76 5 Насосная 2870 0,95 0,41 767,8 600 1106,4 4900,3

6 Газоочистные 890 0,9 0,54 270,6 240 599,27 1519,3

сооружения 7 Цех синильной 1520 0,95 0,54 498,2 600 833,36 2595

кислоты№1 8 Цех синильной 1010 0,85 0,54 278,5 240 712,43 1723,9

кислоты№2 9 Цех метилхлорида 684 0,85 0 258,1 240 405,01 1168

№1 10 Цех метилхлорида 2645 0,85 0,54 769,7 600 1894,23 4516,4

№2 11 Цех сульфата 1498 0,85 0,43 395,3 240 1172,6 2557

аммония

№1 12 Цех сульфата 505 0,85 0,41 138,5 100 376,2 862

аммония №2 13 Цех сжигания газов 948 0,85 0,54 276,2 240 653,96 1618,9 14 Лаборатория 115 0,85 0,41 39,76 0 108,44 196,3 15 Электроцех 323 0,85 0 93,25 0 304,59 550,5

16 Ремонтный Цех 715 0,85 0,54 252,4 200 152,4 1220,5 17 Административный 747 0,85 0,54 264,1 200 164,1 1274,9

корпус 18 Столовая 440 0,85 0,41 133,8 0 414,92 749,7 19 Гараж 369 0,85 0,49 124,4 0 347,97 828,4 20 Котельная 340 0,85 0,41 121,3 0 320,62 579,5

2.3 Расчетные нагрузки шин низшего напряжения пунктов

приема электроэнергии

Расчетные значения нагрузок шин низкого напряжения ПГВ (рисунок 2.1, точка 4) определяются по рассчитанным значениям мощностей отходящих линий и силовой нагрузки напряжением выше 1 кВ, подключенной к данной секции шин, с учетом коэффициента одновременности максимумов силовой нагрузки в данном узле питания и потерь мощности в распределительных сетях. Также нужно учитывать мощность нагрузки освещения территории завода и потери активной мощности компенсирующих устройств (при их наличии), подключенных к узлу нагрузки. [8]

Расчетные значения нагрузок данного уровня определяются

Р P .нн.ппэ K ОА K пот Р рз Р р .о .т ; (2.26)

QP .нн.ппэ tg с .в . РP .ннппэ. , (2.17)

где, РР.нн. ппэ и QР.нн. ппэ – расчетное значение активной и реактивной мощностей потребителя, питающегося от шин низкого напряжения ПГВ, кВт и квар;

• ΣРРЗ – общая активная расчетная мощность всех потребителей, питающихся от шин низкого напряжения ПГВ (рисунок 2.1, точка 3);
• КОА – коэффициент одновременности максимумов силовой нагрузки в данном узле потребления;
• Кпот – коэффициент потерь мощностей распределительных сетей;
• Рпот – активная мощность нагрузки освещения завода.

Расчетное значение активной мощности нагрузки освещения предприятия.

Компенсация реактивной мощности

... и реактивное сопротивления элементов электрической сети; номинальное напряжение сети. Основным потребителем реактивной мощности индуктивного характера на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели АД (60-65% общего её потребления), трансформаторы, включая ...

(2.18)

Расчетное значение общей мощности, потребляемой от шин низкого напряжения ПГВ, кВ·А:

Расчетное значение тока:

(2.19)

где – расчетный ток линий, питающих шины НН ПГВ, А;

• номинальное напряжение шин распределительных устройств низкого напряжения ПГВ, кВ.

При определении нагрузок шин низкого напряжения распределительного устройства ПГВ значение коэффициента одновременности максимальной силовой нагрузки определяются по справочнику [1].

Расчетные нагрузки шин низкого напряжения распределительного устройства ПГВ определяются с учетом потерь сетей распределительной системы, коэффициента одновременности максимумов нагрузок в конкретном узле и мощности нагрузки освещения территории завода (Ро.тер).

Определим мощность нагрузки освещения территории завода.

Площадь территории завода (Fтер) для освещения:

• где Fобщ – площадь по периметру предприятия, м2;
• Ʃ Fц – сумма площадей всех цехов предприятия, м2.

Активная мощность осветительной нагрузки территории (Ро.тер) рассчитывается по удельной мощности (руд) с учетом коэффициента спроса (Кс.о) и коэффициента потерь в пускорегулирующей аппаратуре (Кпп):

Реактивная мощность осветительной нагрузки территории предприятия составит:

Так как распределительные сети выполняются, как правило, кабельными линиями, принимаем коэффициент потерь (Кпот) равным 1,05, (т.е. 5 %), а коэффициент одновременности максимумов нагрузок (Ко) равным 0,9.

Таким образом, рассчитанные мощности на шинах низкого напряжения распределительного устройства ПГВ:

2.4 Расчетные нагрузки шин высшего напряжения пунктов приема

электроэнергии

Расчетные значения нагрузок на стороне высокого напряжения ПГВ определяют по значениям нагрузок на шинах распределительных устройств низкого напряжения ПГВ с учетом потерь силовых трансформаторов ПГВ.

Расчетные значения активных и реактивных мощностей:

, (2.20)

(2.21)

где и – расчетное значение активной и реактивной мощностей на стороне высокого напряжения ПГВ, кВт и квар;

• и – потери активной и реактивной мощностей силового трансформатора ПГВ, кВт и квар.

Потери активной и реактивной мощностей в трансформаторе приблизительно можно определить по схожей схеме с потерями в трансформаторах трансформаторных подстанций. [23]

Расчетное значение общей мощности:

• (2.22)

где – расчетное значение общей мощности на стороне высокого напряжения ПГВ, кВ·А;

расчетное значение тока:

• (2.23)

где – расчетное значение тока питающих линий ПГВ завода, А;

• номинальное напряжение питания, кВ.

Расчетные значения нагрузок на стороне высокого напряжения ПГВ являются нагрузками по предприятию в целом.

Определим нагрузки на стороне ВН ПГВ (предварительно, т.к. трансформаторы не выбраны).

РТ 0 ,02 S Р .нн.ппэ. 0 ,02 36916 738,32 кВт,

QТ 0 ,1 S Р .нн.ппэ. 0 ,1 36914 3691,6 кВАр;

• Рз Р р .нн.ппэ РТ 26668,6 738,32 27406,92 кВт,

Qз Q р.нн.ппэ QР .нн.ппэ. 25526 3691,6 29217,6 кВАр;

Устойчивость сжатых стержней. Прочность при циклически изменяющихся ...

... по величине и знаку механические нагрузки. Замечено, что при таком нагружении разрушение деталей происходит при напряжениях, значительно меньших предельных напряжений (предела текучести) при статическом нагружении. ... В этом случае начальная (расчетная) прямолинейная форма равновесия становится неустойчивой. Критической силой Fcr называется наименьшее значение сжимающей силы, при котором ось сжатого ...

• Sз Р p2 . Q p2 . 27406,92 2 29217,6 2 40060,05 кВА,

3 Построение картограммы нагрузок предприятия

В процессе проектирования промышленной системы электроснабжения необходимо определить оптимальное расположение подстанции глубокого ввода и цеховых трансформаторных подстанций. Для этого, на генеральный план предприятия накладывается картограмма нагрузок, которая представляет собой набор окружностей, центры которых совпадают с центрами цехов и площадью, сопоставимой мощности цеха в определенном масштабе.

Силовые нагрузки изображаются как отдельные окружности. Нагрузки системы освещения изображаются в виде частей окружностей, соответствующих нагрузке до 1000 В.

Для определения наилучшего расположения пункта приема электроэнергии (ПГВ) и цеховых подстанций (ТП) при проектировании системы электроснабжения выполним построение картограммы электрических нагрузок [11].

(3.1) где – радиус круга; m– масштаб; π 3,14, откуда выразим :

(3.2)

где, мощность i-того цеха, кВА;

• Осветительная нагрузка электроприемников (отдельных цехов и всего завода) изображается на картограмме в виде частей круга. Данная часть круга определяется по формуле:

(3.3)

Координаты центра электрических нагрузок определяются согласно формулам:

(3.4)

(3.5)

где и – координаты центра электрических нагрузок цеха i, мм;

• расчетная нагрузка цеха i, кВт.

Определим параметры окружности для цеха № 4 (цех электропечей).

Результаты расчетов остальных цехов сведем в таблицу 3.1.

Радиус окружности:

Угол сектора:

Координаты ЦЭН:

Результаты расчетов сведем в таблицы 3.1 – 3.3.

Таблица 3.1. Расчет центров электрических нагрузок на 0,4 кВ № Pосв, Pр.ц.i

• xi, Pмi·yi,

Pр.ц.i, кВт xi, мм yi, мм r, мм α цеха кВт кВт·мм кВт·мм

1 473,2 64 117 1,53 27,355 2,9 18,4 13,14

2 766,22 16 134 2,67 32,742 4,7 32,2 22,9

3 2256,8 134 108 7,89 20,458 13,86 94,81 67,2

4 937,33 137 177 3,27 36,176 5,75 39,4 28,6

5 2611,7 75 70 4,37 29,332 16,03 109,73 77,9

6 809,9 130 64 2,83 105,53 5,34 34,04 24,3

7 1383,2 46 40 4,83 35,414 8,49 58,12 41,5

8 919,1 122 28 3,22 42,173 5,67 38,62 27,6

9 622,44 72 5 2,17 117,99 3,82 26,14 18,6 10 2406,95 36 180 8,12 23,263 13,93 101,1 72,2 11 1363,18 35 122 4,45 30,052 8,27 57,3 41,1 12 459,55 83 177 1,38 47,303 2,75 19,3 13,6 13 862,68 135 139 3,11 31,442 5,51 36,23 25,7 14 104,65 172 30 0,37 29,184 0,64 4,37 3,12 15 239,93 17 10 0,84 16,012 1,48 10,1 7,22 16 650,65 37 8 2,25 5,1489 4,02 27,32 19,6 17 679,77 95 10 2,37 26,585 4,34 28,54 20,1 18 400,4 120 7 1,12 102,3 2,31 16,8 12,1 19 335,8 145 10 1,17 39,822 2,06 14,1 10,01 20 309,4 175 10 1,08 23,537 1,89 12,98 9,3 Таблица 3.2. Расчет центров электрических нагрузок на 6 кВ № на Pмi·yi,

Pр.ц.i,, кВт xi, мм yi, мм r, мм Pр.ц.i

• xi, кВт·мм плане кВт·мм 3 5509,41 134 108 17,02 264,4 188,5 5 3164,8 75 70 16,45 151,9 107,8 6 1168,1 130 64 9,71 56,1 40,2 7 2934,06 46 40 12,46 140,8 100,7 8 1278,5 122 28 10,24 61,34 43,7

№ на Pмi·yi,

Pрi, кВт xi, мм yi, мм r, мм Pр.ц.i

• xi, кВт·мм плане кВт·мм 13 4120,56 137 177 18,7 197,8 140,8 Таблица 3.3. Расчет центров электрических нагрузок на 10 кВ

1 2 3

7

1 11

8

4

Питание

ЦЭН

12

13 17

1

19

0,4 кВ 6 кВ, 10 кВ

Рисунок 3.1 – Картограмма нагрузок предприятия

4 Расчет системы электроснабжения

4.1 Определение оптимального напряжения системы

электроснабжения

Выбор оптимального напряжения является важнейшей задачей, возникающем в процессе проектирования промышленных систем электроснабжения. От значений питающих напряжений непосредственно зависят параметры питающих ЛЭП и электрооборудования подстанций и сетей, что безусловно влияет на объемы финансовых вложений, трата цветных металлов, потери электроэнергии и расходы на эксплуатацию.

Наиоблее рациональный вариант реализации промышленной системы электроснабжения определяется правильным выбором напряжения системы питания и внутренней распределительной системы.

При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий, обычно определяют приближенное значения рационального напряжения, используя для этого, следующие формулы:

• (4.1) где, — значение нагрузки предприятия, МВт;
• – дистанция между подстанцией и предприятием, км.

4.2 Компенсация реактивной мощности системы распределения

Реактивную мощность, потребляемую предприятием из энергитической системы, необходимо расчитать исходя из нормативного значения коэффициента реактивной мощности tgφэ [1]:

tgφэ = 0,5.

Тогда экономическая величина перетока реактивной мощности в часы максимальной нагрузке системы, передаваемой в сеть потребителя:

QЭ tg Э РЗ 0 ,5 29415,76 14707,88 кВ·Ар,

Величина реактивной мощности, разрешенная энергосистемой, превышает расчетную реактивную мощность, потребляемую предприятием, следователь- но, выбранных компенсирующих устройств достаточно для выполнения требо- ваний нормативных документов по компенсации реактивной мощности.

4.3 Построение графиков нагрузок

Графики электрических нагрузок дают возможность изучить характер изменений нагрузок в течение суток, года или другого периода времени. Графики электрических нагрузок применяют для определения потерь электроэнергии, при выборе силового оборудования и других задач.

Для составления дневных графиков нагрузки по предприятию в целом необходимо знать суточные графики нагрузок отдельных цехов и его подразделений.

Для построения суточных графиков нагрузки берутся за основу суточные графики, характерные для данной отрасли промышленности, к которой относится предприятие.

Годовой график по продолжительности составляется согласно суточным графикам нагрузок.

Необходимые данные приведены в таблице 4.2. Графики нагрузок представлены на рисунках 4.1 и 4.2.

Таблица 4.2 – Расчетные мощности предприятия с учетом компенсации

Час Ррз, % Р, кВт Q, квар S, кВ·А 1 80 21334,88 20420,8 29295,2 2 80 21334,88 20420,8 29295,2 3 80 21334,88 20420,8 29295,2 4 80 21334,88 20420,8 29295,2 5 80 21334,88 20420,8 29295,2 6 80 21334,88 20420,8 29295,2 7 80 21334,88 20420,8 29295,2 8 100 26668,6 25526 36619 9 100 26668,6 25526 36619

Продолжение таблицы 4.2 10 100 26668,6 25526 36619 11 100 26668,6 25526 36619 12 100 26668,6 25526 36619 13 100 26668,6 25526 36619 14 100 26668,6 25526 36619 15 100 26668,6 25526 36619 16 100 26668,6 25526 36619 17 100 26668,6 25526 36619 18 100 26668,6 25526 36619 19 100 26668,6 25526 36619 20 80 21334,88 20420,8 29295,2 21 80 21334,88 20420,8 29295,2 22 80 21334,88 20420,8 29295,2 23 80 21334,88 20420,8 29295,2 24 80 21334,88 20420,8 29295,2

Р, кВт 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t Q, квар

30000 25000 20000 15000 10000 5000 0,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 tt

Рисунок 4.1 – Суточные характерные графики электрических

нагрузок завода

S,

кВА

30000

25000

20000

15000

10000

5000

0,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t

Р, кВт

30000

25000

20000

15000

10000

0,00

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 t

Рисунок 4.2 – Суточный график по полной мощности и годовой

график электрических нагрузок завода

4.4 Выбор силовых трансформаторов пункта приема

электрической энергии

Выбор силовых трансформаторов сводится к выбору: числа, мощности и типа трансформатора.

Для определения количества трансформаторов нужно учитывать условия надежности электроснабжения потребителей, требования.

Так как на промышленных предприятиях, как правило, присутствуют электроприемники 1-й и 2-й категории, на подстанции ПГВ необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов. [20]

Выбор мощности силовых трансформаторов ПГВ производится по среднеквадратичной мощности графика перетока мощности через трансформатор учитывая допустимую нагрузку номинального режима и допустимую перегрузку при послеаварийном режиме [1].

Среднеквадратичная мощность рассчитывается по формулам:

Мощность одного трансформатора для n – трансформаторной подстанции:

S СР .КВ 38848,12

SТР 19424,06 кВ·А.

n 2

Намечаем к установке два трансформатора типа ТРДН-25000/35.

Проведем проверку выбранного трансформатора на предмет перегрузочных возможностей:

• коэффициент предварительной загрузки:
• коэффициент аварийной перегрузки:
• коэффициент максимума:

Время перегрузки tпер =15 часов, определяем и проводим сравнение с коэффициентом К2, К’2 =1,58

Условие выдерживать перегрузки для трансформатора в послеаварийном режиме выполняется, следовательно, трансформаторы подобраны правильно.

При выборе типа трансформатора следует применять трансформаторы с регулировкой напряжения под нагрузкой (устройства РПН или АРПН).

[21]

4.5 Определение схемы ввода высшего напряжения подстанции

При определении схемы электрических соединений стороны высокого напряжения подстанций рекомендуются упрощенные схемы [2].

Схема приведена на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 – Схема ввода ВН ПГВ

4.6 Определение питающих линий электропередачи

Определение экономически необходимого сечения ВЛ производится по экономической плотности тока (Jэ).

Значение (Jэ) изменяется в зависимости от металла проводника и количества времени работы при максимальных нагрузках (Тмак).

Так как трансформаторы ПГВ выбраны, то необходимо учесть потери в них.

Параметры трансформатора ТРДН – 25000/220:

• PХX = 21 кВт;
• PК = 106 кВт;
• Ixx% = 0,55;
• UКЗ = 10,5%.

Потери в трансформаторе:

Расчетные мощности с учетом потерь в трансформаторе:

Ток линии при нормальном режиме:

Ток линии при послеаварийном режиме:

Сечение провода:

Экономическая плотность тока для алюминия и Тmax = 7208,75 ч равна = 1 А/мм2.

Определенное сечение округляется до ближайшего табличного сечения. Предварительно выбираем провод марки АС-120/19 с допустимым током 380 А.

Выбранное сечение нужно проверить на нагрев при длительном воздействии тока в нормальном и послеаварийном режимах согласно условию

Максимально возможный ток для проводника сечением 120/19 мм2 равен 380 А, значит, что сечение соответствует поставленном требованиям. Удельные сопротивления провода r0 = 0,249 Ом/км, х0 = 0,274 Ом/км.

Анализ провода па потери напряжения в линиях при нормальном и послеаварийном режимах работы:

Потери по напряжению не превысили допустимые значения [3].

Проверка проводников воздушной линии электропередачи по условиям короны и радиопомех на напряжении 220 кВ и сечением более 70 мм2 не производится [3].

Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 марки АС-120/19 удовлетворяют всем условиям проверки.

4.7 Определение схемы распределительных устройств низшего

напряжения пунктов приема электрической энергии

Выбранная схема применена в данной работе как схема РУ низкого напряжения пункта приема электроэнергии и приведена на рисунке 4.3.

Рисунок 4.3 – Схема РУ НН ПГВ

При установке на подстанции трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой применяется схема РУ 6, 10 кВ с двойной секционированной системой сборных шин, как одна из наиболее распространенных и надежных.

5 Расчет системы распределения

5.1 Определение класса напряжения распределительной системы

Наиболее рациональное напряжение Uрац высоковольтной системы электроснабжения определяется исходя из ТЭР и для заново проектируемых объектов в обычно зависит от наличия электроприемников напряжением 6 или 10 кВ, а также наличия собственных независимых источников электроэнергии. [29]

В том случае, если мощность электроприемников 6 кВ составляет не более 15–20 % от общей мощности предприятия, то Uрац. распределения лучше всего считать равным 10 кВ, а электроприемники напряжением 6 кВ должны быть запитаны при помощи понижающих трансформаторов 10/6 кВ.

Если мощность электроприемников 6 кВ составляет 40 % иди больше от общей мощности предприятия, то Uрац распределения считается равным 6 кВ [2].

В данном случае:

Так как нагрузка 6 кВ составила более 50 %, то Uрац распределения принимаем равным 6 кВ.

5.2 Определение схем распределения электроэнергии

Схемы внутреннего электроснабжения предприятий определяются следующим условиям: надежность питания электроприемников, номинальные режимы работы предприятия, возможность модернизации, развития и расширения производственных мощностей и т.д. [19]

Главные схемы промышленных предприятий – магистральные и радиальные. В данной выпускной квалификационной работе радиальные схемы в основном будут применяться для подключения потребителей с электроприемники I категории надежности электроснабжения, а магистральные для II и III категории.

Схема распределения электроэнергии по территории предприятия приведена на рисунке 5.1.

5.3 Определение распределительных пунктов

Распределительные пункты нужны для приема электроэнергии от ПГВ и ее последующего распределения по территории завода на том же классе напряжения. На крупных предприятиях может быть несколько РП.

Сооружение распределительного пункта целесообразно при наличии высоковольтных приемников, и при этом количество отходящих линий от распределительного пункта, как правило, должно быть не менее 8–10. В данной работе сооружение РП не целесообразно, поэтому все присоединения будут получать питание непосредственно с шин ПГВ. [24]

5.4 Определение мощностей и мест расположений цеховых

трансформаторных подстанций

При выполнении работы рекомендуется применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП) [2].

Правильный выбор характеристик (мощность, тип, количество) трансформаторов цеховых подстанций особенно важен для составления рациональной схемы электроснабжения предприятия. При этом так же должны учитываться их надежность, удобность при эксплуатации и экономическая целесообразность их применения.

Выбор количества трансформаторов напрямую связан с режимами работы потребителей и их категорией надежности электроснабжения электроприемников. На заводе имеются электроприемники всех трех категорий (таблица 1.1).

Исходя из оптимальной нагрузки в нормальном режиме определяем мощности трансформаторов. При этом сама мощность трансформаторов (Sтр) рассчитывается из полной расчетной мощности цеха (Sц) за период времени максимальной загрузки учитывая требования надежности электроснабжения предприятия [25]:

(5.1)

N – число трансформаторов, о.е.;

• Kз – коэффициент оптимальной загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы, о.е.

Для цеховых трансформаторов обычно принимают следующие коэффициенты оптимальной загрузки [2]:

• для цехов с наибольшей нагрузкой I-й категории – 0,65–0,7;
• для цехов с наибольшей нагрузкой II-й категории – 0,7–0,8;
• для цехов с наибольшей нагрузкой III-й категории – 0,9–1,0.

Выбирая трансформаторы необходимо выбирать такие, чья мощность составляет не более трех четырех мощностей. Это облегчит дальнейший процесс их эксплуатации (ремонт, замена т т.д.), а также позволит сократить необходимое количество резервных трансформаторов. Выбранные трансформаторы нужно проверить на устойчивость к перегрузкам [9].

В том случае если нагрузка цеха не превышает 150–200 кВ·А, то в данном цехе установка трансформаторной подстанции не целесообразна, а электроприемники цеха запитываем от ближайшей трансформаторной подстанции. [6]

Порядок выбора мощности и расчета потерь в трансформаторах рассмотрим на примере цеха № 3 (обжиговый цех).

Расчетная мощность трансформатора данного цеха:

1550 кВ·А.

Так как распределительные (цеховые) трансформаторы 6/0,4 выпускаются мощностью до 2500 кВ·А, то необходимо определить число трансформаторов для обеспечения питания данного цеха при условно заданной мощности 1600 кВ·А.

1,93 = 2.

Таким образом, для электроснабжения цеха № 3, относящегося к первой категории по надежности электроснабжения (таблица 1.1), необходимо установить одну двухтрансформаторную подстанцию с трансформаторами с номинальной мощностью по 1600 кВ·А.

Выбираем для установки в цехе одну подстанцию типа 2КТП-СЭЩ-П1600/6/0,4-УЗ [10], с двумя силовыми трансформаторами ТМГ-СЭЩ-1600/6 У3 [2].

Тип устройства высокого напряжения КТП определим в дальнейшем при построении схемы транспорта электроэнергии.

Проверка трансформаторов на устойчивость к перегрузкам:

Данные трансформаторы позволяют резервирование.

Результаты выбора количества и мощностных характеристик цеховых трансформаторных подстанций и коэффициентов их загрузки при нормальном и послеаварийном режимах сведены в таблицу 5.1.

Размещать цеховые подстанции необходимо, по возможности, в центре электрических нагрузок (ЦЭН) цеха. При отсутствии места в ЦЭН допускается их смещение в сторону питания. При наличии в цехе пожароопасных и взрывоопасных зон, а также зон с химическими агрессивными средами размещение ТП не допускается [2].

В этом случае необходимо сооружать пристроенные или отдельно стоящие подстанции. Размещение подстанций показано на схеме транспорта электроэнергии (рисунок 5.1).

Таблица 5.1 Количество и мощность цеховых трансформаторных подстанций 6/0,4 кВ

Коэфф.

Номер Обозн загрузки

цеха подкл. S, кВ·А тип КТП, ТП

к ТП Н.Р. П.А.Р. ТП 1 1 460,77 1КТП-СЭЩ-П-630/6/0,4-УХЛ1 0,63 1,265 ТП 2 2 746,1 1КТП-СЭЩ-П-1000/6/0,4-УХЛ1 0,72 1,441 ТП 3 3 2197,53 2КТП-СЭЩ-П-1600/6/0,4-УХЛ1 0,53 1,078 ТП 4 4 912,66 1КТП-СЭЩ-П-1000/6/0,4-УХЛ1 0,71 1,437 ТП 5 5 2543,11 2КТП-СЭЩ-П-1600/6/0,4-УХЛ1 0,64 1,289 ТП 6 6 788,63 1КТП-СЭЩ-П-1000/6/0,4-УХЛ1 0,67 1,358 ТП 7 7 1346,87 1КТП-СЭЩ-П-1000/6/0,4-УХЛ1 0,57 1,158 ТП 8 8 894,96 1КТП-СЭЩ-П-1000/6/0,4-УХЛ1 0,65 1,301 ТП 9 9 574,19 1КТП-СЭЩ-П-630/6/0,4-УХЛ1 0,57 1,157 ТП 10 10 2343,73 2КТП-СЭЩ-П-1600/6/0,4-УХЛ1 0,69 1,392 ТП 11 11 1327,38 1КТП-СЭЩ-П-1600/6/0,4-УХЛ1 0,64 1,283 ТП 12 12 447,48 2КТП-СЭЩ-П-630/6/0,4-УХЛ1 0,60 1,217 ТП 13 13 840,02 2КТП-СЭЩ-П-1000/6/0,4-УХЛ1 0,59 1,196 ТП 14 14, осв тер. 317,90 1КТП-СЭЩ-П-630/6/0,4-УХЛ1 0,52 1,051 ТП 15 15 286,21 1КТП-СЭЩ-П-630/6/0,4-УХЛ1 0,75 1,503 ТП 16 16 633,56 1КТП-СЭЩ-П-1000/6/0,4-УХЛ1 0,61 1,238 ТП 17 17 661,92 1КТП-СЭЩ-П-1000/6/0,4-УХЛ1 0,68 1,363 ТП 18 18 389,88 1КТП-СЭЩ-П-630/6/0,4-УХЛ1 0,62 1,257 ТП 19 19, 20 626,34 1КТП-СЭЩ-П-630/6/0,4-УХЛ1 0,74 1,487

5.5 Расчет потерь мощности трансформаторов цеховых подстанций

Расчет потерь мощности в распределительных трансформаторах производится по следующим выражениям:

(5.2)

(5.3)

; (5.4)

(5.5)

(5.6)

(5.7)

где; – потери холостого хода трансформатора;

• потери при коротком замыкании (справочные данные);
• коэффициент загрузки в нормальном режиме;
• расчетная максимальная нагрузка цеха, кВ·А;
• номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Таблица 5.2 – Справочные данные трансформаторов Тип трансформатора , кВт , кВт , %

%

ТМГ-400/6 1,05 5,5 4,5 2,1

ТМГ-630/6 1,56 7,6 5,5 2

ТМГ-1000/6 2,45 1 2,2 5,5 1,4

ТМГ-1600/6 3,3 18 5,5 1,3

Определим потери в трансформаторе цеха № 3 (цех хлорофоса):

Результаты расчета потерь в КТП остальных цехов сведены в таблицу 5.3. Таблица 5.3 – Потери в трансформаторах 6/0,4 кВ

Число КТП и №

мощность КЗ.Н.Р. ТП

трансформаторов 1 1КТП 1х630/6/0,4 0,63 6,68 9,1 12,6 64,67 65,17 2 1КТП 2х1000/6/0,4 0,72 7,98 14,4 55,0 45,71 46,22 3 2КТП 2х1600/6/0,4 0,53 5,88 23,04 88,0 47,76 48,12 4 1КТП 2х1000/6/0,4 0,71 7,87 14,4 55,0 45,63 46,13 5 2КТП 2х1600/6/0,4 0,64 7,1 23,04 12,6 63,17 63,68 6 1КТП 2х1000/6/0,4 0,67 7,43 14,4 55,0 43,68 44,19 7 1КТП 2х1000/6/0,4 0,57 6,32 14,4 55,0 42,13 42,64 8 1КТП 2х1000/6/0,4 0,65 7,2 14,4 55,0 44,37 44,86 9 1КТП 2х630/6/0,4 0,57 6,32 9,1 12,6 62,67 63,16 10 2КТП 2х1600/6/0,4 0,69 7,6 23,04 88,0 48,93 50,43 11 1КТП 2х1600/6/0,4 0,64 7,1 23,04 88,0 47,34 47,85 12 2КТП 2х630/6/0,4 0,60 6.6 9,1 12,6 62,78 63,30 13 2КТП 2х1000/6/0,4 0,59 6,43 14,4 55,0 43,70 44,21 14 1КТП 1х630/6/0,4 0,52 5,78 9,1 12,6 62,23 62,74 15 1КТП 2х630/6/0,4 0,75 8,32 9,1 12,6 67,67 68,28 16 1КТП 1х1000/6/0,4 0,61 6,77 14,4 55,0 44,74 45,25 17 1КТП1х1000/6/0,4 0,68 7,5 14,4 55,0 45,05 45,56 18 1КТП1х630/6/0,4 0,62 6,57 9,1 12,6 64,57 61,08 19 1КТП1х630/6/0,4 0,74 8,23 9,1 12,6 65,71 66,22 Продолжение таблицы 5.3

5.6 Распределение электроэнергии в системе распределения

По территории завода распределение электрической энергии осуществляется кабельными линиями.

При выборе способа прокладки силовых кабелей, нужно учитывать следующие рекомендации:

• при прокладке в земле в одной траншее допускается прокладывать не более шести кабелей;
• при числе кабелей более 20 рекомендуется прокладка на эстакадах.

Прокладка кабельных линий в траншеях не допускается при агрессивных грунтах и при возможных разливах химически активных веществ. Для подачи в одном направлении мощности более 15–20 МВ·А рекомендуется применять токопроводы [18].

Трассы кабельных линий электропередачи приведены на рисунке 5.1.

1 ТП 1 ТП 2

2I ТП 3

III 3 I

7 I

5 I ТП 5

ТП 7

6 I ТП 6

10 I ТП 10 11 I

ТП 8

8 I

ТП 11

9 I

ТП 9

ТП 4

4 I Питание

ПГВ

15 I

ТП 15

ТП 14

14 II

12 I

ТП 17

17 II

ТП 12 ТП 16

13 I 16 II

ТП 13 18 II

20 III ТП 18

III

ТП 19

Каб. линия 0,4 кВ

Каб. линия 6/10 кВ

Силовой пункт 0,4 кВ

Однотрансформаторная КТП 6/0,4 кВ

Двухнсформаторная КТП 6/0,4 кВ

Рисунок 5.1 –Трассы кабельных линий электропередач

5.7 Определение марки и сечения проводников

распределительной системы

Сечения жил кабельных линий должны соответствовать требованиям допустимых токовых нагрузок для участка трассы с наименьшим охлаждением. Выбор сечения жил кабельных линий выполняется с учетом всех возможных режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различного типа. [26]

При прокладке кабелей в грунте максимальная токовая нагрузка на жилу при нормальном режиме работы определяется выражением:

(5.8)

где, – коэффициент корректировки, учитывающий внешнюю температуру;

• поправочный коэффициент количества работающих кабелей, проложенных рядом в земле;
• допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля. Берется из таблиц различных марок и условий прокладки кабеля [2].

При проверке сечения кабеля для послеаварийного режима работы кабельных линий напряжением до 10 кВ нужно брать в расчет допустимую перегрузку.

Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в послеаварийном режиме определяется по выражению:

(5.9)

где, – коэффициент допустимой перегрузки, который зависит от типа изоляции.

Выберем кабели в линии от ПГВ до цеха № 3 (цех хлорофоса).

В цехе установлена двухтрансформаторная подстанция (КТП 2х1600).

Расчетный ток линии в нормальном режиме:

(5.10)

где, – потери в трансформаторе;

• число КТП, установленных в цехе.

В послеаварийном режиме – ток линии сразу всей КТП:

Выбор кабеля производим исходя из нагрева током нормального режима работы учитывая поправочные коэффициенты.

Из таблицы стандартных сечений кабелей предварительно выбираем кабель сечением 120 мм2 с допустимой длительной нагрузкой тока 290 А.

Так как по таблице стандартных сечений кабелей выбираем кабель сечением 150 мм2 с допустимой длительной нагрузкой тока 320 А.

где Iт = 320 А – допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля согласно таблицам

ПУЭ для алюминиевой жилы сечением 150 мм2 и изоляцией из сшитого полиэтилена, А;

• K2 = 0,75 – поправочный коэффициент количества работающих кабелей, проложенных рядом в земле;
• K1 – поправочный коэффициент кабелей в зависимости от удельного теплового сопротивления земли;
• Kп = 1,1 – коэффициент перегрузки (для послеаварийного режима для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена – 10 %).

  По послеаварийной перегрузке кабель проходит.

Окончательно принимаем кабель марки АПвПг-1х150.

Результаты расчетов по выбору и проверке кабельных линий электропередачи цехов сведены в таблицу 5.4. Таблица 5.4 – Результаты расчета кабельных линий № Линия между Кол- Sм, Ip,А Fсеч Iстд К1 К2 К3 Iдоп Iдоп Число, марка

во кВА Iнр Iпар мм нр пар кабелей 1 ТП2 – ТП1 1 460,77 26,9 53,8 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 2 ТП3 – ТП2 1 746,1 43,92 87,4 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 3 ПГВ – ТП3 2 2197,5 128,5 257,1 150 320 1 0,75 1,1 240 264 6АПвПг-6-1х150 4 ТП3– ТП4 1 912,7 53 106 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 5 ТП1 – ТП5 1 2543,1 148,7 297,5 150 320 1 0,75 1,1 240 264 3АПвПг-6-1х150 6 ПГВ – ТП6 2 788,63 45,5 91,2 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 6АПвПг-6-1х35 7 ТП6 – ТП7 1 1346,9 78,7 157,6 70 210 1 0,75 1,1 157,5 173,2 3АПвПг-6-1х70 8 ПГВ – ТП8 2 895 51,35 104,7 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 6АПвПг-6-1х35 9 ТП8– ТП9 1 574,2 33,53 67,16 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 10 ТП11– ТП10 1 2343,7 137,1 274,2 150 320 1 0,75 1,1 240 264 3АПвПг-6-1х150 11 ПГВ – ТП11 2 1327,4 77,5 155,2 70 210 1 0,75 1,1 157,5 173,2 6АПвПг-6-1х70 12 ТП13 – ТП12 1 447,5 26,1 52,3 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 13 ПГВ – ТП13 2 840,0 49,15 98,3 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 6АПвПг-6-1х35 14 ПГВ – ТП14 2 101,9 5,54 11,8 50 160 1 0,75 1,1 160 176 6АПвПг-6-1х50 15 ТП9 – ТП15 1 286,2 16,25 33,5 50 160 1 0,75 1,1 160 176 3АПвПг-6-1х50 16 ТП14 – ТП16 1 633,6 37,02 74,05 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 17 ПГВ – ТП17 1 661,9 38,92 77,44 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 18 ТП17– ТП18 1 389,9 22,8 45,6 50 160 1 0,75 1,1 160 176 3АПвПг-6-1х50 19 ТП12– ТП19 1 327 19,25 38,5 50 160 1 0,75 1,1 160 176 3АПвПг-6-1х50 20 ТП19 – СП20 1 301,3 17,6 35,2 50 160 1 0,75 1,1 160 176 3АПвПг-6-1х50

6 Определение токов короткого замыкания

Определим токи симметричного трехфазного замыкания методом эквивалентных ЭДС [2].

Расчет производим согласно следующим характеристикам. Все источники питания, задействованные в электроснабжении данной точки, работают при номинальной нагрузке. Синхронные машины оснащены автоматическими регуляторами напряжения и аппаратурой быстрой форсировки возбуждения. Короткое замыкание происходит в тот момент, когда ток короткого замыкания достигает максимального предела. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе. Расчетное значение напряжения каждой ступени берут на 5 % больше от номинального напряжения сети (среднее номинальное напряжение).

[27]

Схема расчетного участка электрической сети и схема замещения приведены на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1 – Электрическая схема и схема замещения

При расчете токов короткого замыкания линий напряжением более 1 кВ учитываем только сопротивления линий электропередачи и обмоток электрических машин, реакторов. Сопротивлениями контактов, шин, трансформаторов тока и т.д. пренебрегаем в виду их малости.

Точка К-1:

r0 = 0,249 Ом/км, х0 = 0,274 Ом/км.

Определяем базисные величины исходя из исходных данных.

Базисная мощность: Sб = Sс = МВ·А, базисное напряжение: кВ. Uб1 = 230 кВ.

Базисный ток питающей сети:

(6.1)

Сопротивление системы, приведенное к базисным условиям:

Расчет производим в относительных единицах.

Сопротивление ВЛЭП:

(6.2)

(6.3)

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К–1:

(6.4) Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К–1:

(6.5)

Ударный ток короткого замыкания в точке К-1:

(6.6)

Точка К-2:

Определим базисные величины.

Базисное напряжение сети распределения: кВ; Uб2 = 6,3 кВ;

базисный ток:

Сопротивление трансформатора ТРДН-25000/220 (Красц = 3,62):

(6.7)

Поскольку в системе электроснабжения рассматриваемого предприятия, значительную долю нагрузки составляют электрические двигатели, которые дают подпитку результирующему току короткого замыкания, принимаем решение установить токоограничивающий реактор для уменьшения величины тока короткого замыкания с целью облегчения условий коммутации в распределительной сети.

Выбираем реактор РБДГ-10-1000-0,25У3 с номинальным индуктивным сопротивлением ХР(ОМ) = 0,1 Ом и номинальным током 2150 А. Его сопротивление в относительных единицах равно:

Тогда результирующее сопротивление схемы замещения до точки К–2:

Периодическая составляющая тока короткого замыкания от системы:

Ток подпитки АД учитываем при одном включенном секционном выключателе.

Тип АД (цеха № 3, 7, 20): 4А3М-1250/6000-УХЛ4, общее число двигателей 4, Sдв = 1404 кВ·А, х’d = 0,2 о.е. Согласно таблице 5.4 двигатели запитаны кабелем сечением от 50 до 120 мм2. Для расчетов примем наименьшие значения сопротивления, т.е. АПвПг – 1×120.

Сопротивление кабельной линии ГПП-АД-1250:

где, Ом/км и Ом/км – удельное активное и реактивное сопротивление кабельной линии 6 кВ, питающей среднестатистический двигатель 4А3М-1250/10000-УХЛ4.

Ток одного двигателя ГПП:

Тип АД (цеха № 1): 4А3М-2000/6000-УХЛ4, общее число двигателей 9, Sдв = 2198 кВ·А, х’d = 0,2 о.е., . Согласно таблице 5.4 двигатели запитаны кабелем сечением 240 мм2.

Сопротивление кабельной линии ГПП-АД-2000:

где Ом/км и Ом/км – удельное активное и реактивное сопротивление кабельной линии 6 кВ, питающей среднестатистический двигатель 4А3М-2000/10000-УХЛ4.

Тип СД (цех № 13) CДН-2-16-49-6У3, общее число двигателей 4, кВ·А, о.е., согласно таблице 5.4 двигатели запитаны кабелем АПвПг – 1х150.

Сопротивление кабельной линии ПГВ-CД-1250:

Ток одного двигателя ПГВ:

Расчет подпитки при одном включенном секционном выключателе. Результирующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания с учетом подпитки от электродвигателей:

Ударный ток короткого замыкания в точке К–2:

где – ударный коэффициент (по таблице 6.3) [2].

Точка К-3:

Поскольку расчетная точка К–3 находится в системе потребления (напряжение менее 1 кВ), то расчет токов короткого замыкания проводим в именованных единицах. [4]

Принимаем следующие допущения.

Систему принимаем бесконечной мощности, сопротивление системы равно нулю (Sс =∞; xс = 0).

Схема замещения приведена на рисунке 6.2.

Сопротивление силового трансформатора ТМ-1600/6:

Хтр = 5,4 мОм, rтр = 1 мОм.

Сопротивление трансформатора тока не учитываем.

Хта = 0,07 мОм, rта = 0,05 мОм [2].

Сопротивление автоматического выключателя:

Хкв= 0,05 мОм, rкв = 0,1 мОм.

Рисунок 6.2 – Схема замещения

Сопротивление контактов:

rк = 0,01 мОм – для контактов шинопроводов,

rк = 1мОм – для коммутационных аппаратов.

Сопротивление шин:

хш = 0,015 мОм, rш = 0,033 мОм.

Сопротивление дуги не учитываем, поскольку возможно металлическое замыкание.

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К–4:

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке К–4:

Ударный ток короткого замыкания:

где = 1,1 – ударный коэффициент [5].

Результаты расчета токов короткого замыкания сведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 – Расчет токов короткого замыкания Точка Напряжение Uн, Периодическая Ударный ток КЗ iуд, кА КЗ составляющая тока КЗ I”по,

кВ

кА

К-1 220 4,75 12,81 К-2 6 8,3 46,46 К-3 0,4 38,92 60,36

7 Определение и проверка элементов системы электроснабжения

Элементы системы электроснабжения определяются согласно номинальным параметрам при нормальном режиме работы системы электроснабжения и должны соответствовать условиям окружающей среды [2].

Номинальное напряжение аппарата соответствует классу его изоляции.

Условие выбора:

(7.1)

где – номинальное напряжение аппарата, кВ;

• номинальное напряжение сети, кВ.

При протекании тока аппарат должен работать длительное время без допустимого перегрева.

Условие выбора:

(7.2)

где – номинальный ток аппарата, А;

• наибольший ток утяжеленного режима сети, А.

Основные условия проверки элементов в аварийном режиме: – электродинамическая стойкость:

(7.3)

где – ток электродинамической стойкости аппарата, кА;

• ударный ток при коротком замыкании в сети, кА; – термическая стойкость:

(7.4)

где – ток термической стойкости аппарата, кА;

• допустимое время протекания тока короткого замыкания, c;
• тепловой импульс, кА2·с; – коммутационная способность:

(7.5)

где – ток отключения аппарата, кА;

• начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания, кА.

7.1 Определение и проверка высоковольтных коммутационных

устройств

Определение и проверка выключателей 220 кВ.

Определим ток питающей линии ВЛ при нормальном режиме:

ток в послеаварийном режиме:

Выбираем элегазовый выключатель ВГТ–220-2500 У1 [2].

где, (по таблице 6,3).

• время отключения короткого замыкания (сумма времени действия главной защиты (диф. защита трансформатора) и времени отключения выключателя).

  Таблица 7.1 – Условия выбора и проверки выключателя 220 кВ

Условия выбора Каталожные данные Расчетные параметры

аппарата цепи

U ном = U уст U ном = 220 кВ U уст = 220 кВ

I ном ≥I раб.max I ном = 2500 А I раб мах = 51,45 А

Iотк.Н ≥ In0 I отк.Н= 40 кА I п0 = 4,75 кА

i дин.m ≥ i уд i дин.m = 100 кА i уд = 12,81 кА

≥ Вк =9408 кА2/с Вк = 5,64 кА2/с

Выбор и проверка разъединителей.

Предварительно выбираем: двухколонковый разъединитель с заземляющими ножами наружной установки РНДЗ-220/1000 У1 [13].

Таблица 7.2 –Выбор разъединителя 220 кВ

Условия выбора Каталожные данные Расчетные параметры

аппарата цепи

U ном ≥ U уст U ном = 220 кВ U уст = 220 кВ

I ном ≥I раб.max I ном = 1000 А I раб мах = 51,45 А

i дин.m ≥ i уд i дин.m = 80 кА i уд = 12,81 кА

≥ Вк = 2976,7 кА2/с Вк = 5,64 кА2/с

Определение и проверка выключателей 6 кВ.

Выбираем выключатель на отходящей линии 6 кВ трансформатора ТРДН-25000/220 (вводной выключатель ЗРУ ПГВ).

Максимальный рабочий ток:

Ток в линии в нормальном режиме:

Ток в линии при послеаварийном режиме (ПАР) для расщепленной обмотки:

осле нахождения токов на вводах 6 кВ необходимо определиться с выбором типа ячеек КРУ. Выбираем серию К-61 (ввод) и К-63 (отходящие линии) [2].

Таблица 7.3 – КРУ 6 кВ серии К-61 Серия U ном, кВ U мах, кВ I ном, А Ток, кА

отключения термическо динамической

й стойкости стойкости К-61 6; 10 7,2; 12 630; 1000; 31,5; 40 31,5/3; 128

1600; 40/3

2000;

2500;

3150 К-63 6; 10 7,2; 12 630, 1000, 20; 31,5 20/3; 51; 81

1600 31,5/3

Предварительно выбираем выключатель марки LF 3 – элегазовый выключатель внутренней установки (Тотк = 0,07с).

Определим для выключателя ток при полуторократной перегрузке транс форматора ПГВ:

Тепловой импульс:

• где, (по таблице 6.3) [5];
• время отключения короткого замыкания (общее время срабатывания главной защиты (МТЗ) и времени срабатывания выключателя);
• суммарное время ступеней селективности МТЗ [2].

Результаты выбора и проверки представлены в таблице 7,4.

Таблица 7.4 – Выбор и проверка выключателя на вводе в РУ 6 кВ

Условия Каталожные данные Расчетные параметры

выбора аппарата цепи

U ном ≥ U уст U ном = 6 кВ U уст = 6 кВ

I ном ≥I I ном = 3200 А I раб мах = 1720 А

раб.max

Iотк.Н ≥ In0 I отк.Н= 40 кА I п0 = 8,3 кА

i дин.m ≥ i уд i дин.m = 102 кА i уд = 46,46 кА

≥ Вк = 40 кА2/3с =4800 Вк = 63,38 кА2/с

кА2/с

Выбираем на отходящие линии выключатели вакуумные BB/TEL-620/630 У2 (Iотк.н = 20 кА, i дин.m = 51 кА).

Тепловой импульс:

• где, (по таблице 6.3) [5];
• время отключения короткого замыкания (сумма времени срабатывания главной защиты (токовая отсечка) и времени отключения выключателя) [2].

Таблица 7.5 – Выбор и проверка выключателя 6 кВ отходящих линий

Условия Каталожные данные Расчетные параметры

выбора аппарата цепи

U ном ≥ U уст U ном = 6 кВ U уст = 6 кВ

I ном ≥I I ном = 630 А I раб мах = 1720 А

раб.max

Iотк.Н ≥ In0 I отк.Н= 20 кА I п0 = 8,3 кА

i дин.m ≥ i уд i дин.m = 51 кА i уд = 46,46 кА

≥ Вк = 20 кА2/3с =1200 Вк = 15,156 кА2/с

кА2/с

Выбор и проверка выключателей нагрузки 6 кВ

На магистральных линиях на вводах распределительных трансформаторов цеховых ТП устанавливаются выключатели нагрузки.

Предварительно выбираем выключатель нагрузки марки BНПР-6400/20- У2 с предохранителем марки ПКТ102-10-20-31.5У3 с номинальным током отключения 20 кА.

Условия выбора и проверки приведены в таблице 7.6. Таблица 7.6 – Выбор и проверка выключателя 6 кВ отходящих линий

Условия Каталожные данные Расчетные параметры

выбора аппарата цепи

U ном ≥ U уст U ном = 6 кВ U уст = 6 кВ

I ном ≥I I ном = 400 А I раб мах = 1720 А

раб.max

Iотк.Н ≥ In0 I отк.Н= 20 кА I п0 = 8,3 кА (при наличии последовательно включенного предохранителя)

i дин.m ≥ i уд i дин.m = 51 кА i уд = 46,46 кА

7.2 Определение и проверка вспомогательного оборудования

К вспомогательному оборудованию относятся трансформаторы тока и трансформаторы напряжения.

Выбор трансформаторов тока

Выбираем трансформаторы тока, устанавливаемые в шкафах КРУ распределительного устройства низшего напряжения ПГВ.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимаем .

Сопротивление вторичной нагрузки складывается из сопротивления приборов, сопротивления проводов и переходного сопротивления:

(7.6)

Общее сопротивление приборов рассчитывается исходя из общей мощности, Ом:

(7.7)

где – общая потребляемая мощность приборов, В·А;

• номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А.

Сопротивление контактов принимаем 0,05 Ом.

Выберем трансформатор тока, установленный в вводном шкафу 1-й секции шин РУ НН ПГВ. Рабочий ток цепи 1720 А.

Согласно напряжению и току первичных обмоток трансформаторов тока и по комплектации шкафов КРУ К-61 выбираем трансформатор тока марки ТШЛ-10УТ3 [10].

Приборы, подключенные к ТТ, осуществляют технический учет электроэнергии. Следовательно, класс точности ТТ должен быть не ниже 1. Этому классу точности соответствует сопротивление вторичной обмотки Ом [2].

Таблица 7.7 – Выбор трансформатора тока

Условия Каталожные данные Расчетные параметры

выбора аппарата цепи

U ном ≥ U уст U ном = 10 кВ U уст = 6 кВ

I ном ≥I I ном = 3000 А I раб мах = 1720 А

раб.max

≥ = 0,8 Ом = 0,47 Ом

Проверка на термическую и электродинамическую устойчивость не выполняется, т.к. это шинный трансформатор тока.

Трансформаторы тока подключены по схеме «неполной звезды» (рисунок 7.1).

Рисунок 7.1 – Схема включения приборов к ТТ

Проверка соответствия класса точности.

• общее сопротивление приборов:

Сопротивление соединительных проводов при l = 6 м, :

Сопротивление контактов rк принимаем 0,05 Ом (т.к. приборов не более 3), тогда:

Перечень приборов, подключенных к ТТ, приведен в таблице 7.7.

Таблица 7.7 – Параметры приборов, подключенных к трансформаторам тока

Прибор Количество Sпр.А, В·А Sпр.С, В·А Вольтметр ЩП02М 2 1х2,5 1х2,5 Счетчик активной и 1 1х1,5 1х1,5 реактивной энергии СЭТ – 4ТМ.03М

Поскольку трансформатор тока соответствует условиям проверки.

Выбор трансформаторов напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются согласно номинальному первичному напряжению, конструктивному исполнению и классу точности.

Проверка ТН осуществляется по мощности вторичной обмотки для выбранного класса точности:

(7.8)

где, – расчетная мощность которая потребляется во вторичной цепи, В·А;

— – номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения, необходимая для работы в заданном классе точности, В·А. Выберем трансформатор напряжения, установленный на 1-й секции шин РУ НН ПГВ. В соответствии со спецификацией шкафов КРУ К-63 намечаем к установке трансформатор напряжения марки НАЛИ-СЭЩ-6 У2.

При классе точности 1

Данные приборов, подключенных к ТН, приведены в таблице 7.8.

На рисунке 7.2 показана схема подключения измерительных приборов.

Таблица 7.8 – Приборы, подключенные к трансформатору напряжения

Прибор Количество Sпр, В·А S∑пр, В·А Амперметр ЩП02М 1 2,5 2,5 Счетчик активной и 14 1,5 35 реактивной энергии СЭТ – 4ТМ.03М Рисунок 7.2 – Схема подключения измерительных приборов к ТН

Условие проверки по классу точности:

7.3 Определение и проверка коммутационного оборудования 0,4 кВ

К коммутационным аппаратам 0,4 кВ широкое применение в настоящее время получили автоматические выключатели (автоматы).

Выключатели автоматические служат для коммутации электрических цепей при нормальном режиме работы и отключения при коротких замыканиях, перегрузках и недопустимых режимах работы.

Все аппараты должны:

• соответствовать условиям окружающей их среды и роду установки;
• иметь номинальные параметры (ток, напряжение);
• удовлетворять условиям работы в нормальном режиме;
• быть устойчивыми к токам короткого замыкания.

Условие проверки:

• где ток отключения выключателя, кА;
• ток периодической составляющей в начальный момент короткого замыкания, кА.

Выбираем выключатель 0,4 кВ подстанции цеха № 4.

Выбираем выключатель марки ВА 52-37.

Таблица 7.9 – Выбор и проверка автоматического выключателя 0,4 кВ

Условия Каталожные данные Расчетные параметры

выбора аппарата цепи

U ном ≥ U уст U ном = 400 кВ U уст = 400 В

I ном ≥I I ном = 250 А I раб мах = 120,44 А

раб.max

= 30 кА = 27,92 кА

Условия проверки выполняются.

Уставка по току срабатывания защиты от перегрузки:

Принимаем уставку теплового расцепителя

8 Проверка кабельных линий на термоустойчивочть

Максимально допустимые кратковременные повышения температуры при коротком замыкании для силовых линий принимаются для кабелей с алюминиевыми жилами и изоляцией из сшитого полиэтилена напряжением до 10 кВ – 200 °С. Определим минимальное сечение жил кабельной линии, отходящей от ПГВ (для кабельных линий с изоляцией из сшитого полиэтилена и алюминиевыми жилами С = 95 А/с1/2мм2) [2]:

(8.1)

где, = (0,6 + 0,05)·(18,251)2 = 216,51кА2/с – тепловой импульс короткого замыкания.

Тогда минимально допустимое сечение по нагреву при коротком замыкании составит:

Ближайшее большее стандартное сечение 150 мм2.

Таким образом, все отходящие от ПГВ кабельные линии, питающие ответственных потребителей, выбранные сечением менее 150 мм2, меняем соответственно на АПвПг-10-1×150. Данное сечение проходит по термической стойкости.

Скорректированные марки кабельных линий приведены в таблице 8.1. Таблица 8.1 – Скорректированные с учетом термической стойкости к токам короткого замыкания сечения кабельных линий № Линия между Кол- Sм, Ip,А Fсеч Iстд К1 К2 К3 Iдоп Iдоп Число, марка

во кВА Iнр Iпар мм нр пар кабелей 1 ТП2 – ТП1 1 460,77 26,9 53,8 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 2 ТП3 – ТП2 1 746,1 43,92 87,4 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 3 ПГВ – ТП3 2 2197,5 128,5 257,1 150 320 1 0,75 1,1 240 264 6АПвПг-6-1х150 4 ТП3– ТП4 1 912,7 53 106 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 5 ТП1 – ТП5 1 2543,1 148,7 297,5 150 320 1 0,75 1,1 240 264 3АПвПг-6-1х150 6 ПГВ – ТП6 2 788,63 45,5 91,2 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 6АПвПг-6-1х35 7 ТП6 – ТП7 1 1346,9 78,7 157,6 70 210 1 0,75 1,1 157,5 173,2 3АПвПг-6-1х70 8 ПГВ – ТП8 2 895 51,35 104,7 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 6АПвПг-6-1х35 9 ТП8– ТП9 1 574,2 33,53 67,16 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 10 ТП11– ТП10 1 2343,7 137,1 274,2 150 320 1 0,75 1,1 240 264 3АПвПг-6-1х150 11 ПГВ – ТП11 2 1327,4 77,5 155,2 70 210 1 0,75 1,1 157,5 173,2 6АПвПг-6-1х70 12 ТП13 – ТП12 1 447,5 26,1 52,3 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 13 ПГВ – ТП13 2 840,0 49,15 98,3 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 6АПвПг-6-1х35 Продолжение таблицы 8.1 14 ПГВ – ТП14 2 101,9 5,54 11,8 50 160 1 0,75 1,1 160 176 6АПвПг-6-1х50 9 ТП8– ТП9 1 574,2 33,53 67,16 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 10 ТП11– ТП10 1 2343,7 137,1 274,2 150 320 1 0,75 1,1 240 264 3АПвПг-6-1х150 11 ПГВ – ТП11 2 1327,4 77,5 155,2 70 210 1 0,75 1,1 157,5 173,2 6АПвПг-6-1х70 12 ТП13 – ТП12 1 447,5 26,1 52,3 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 13 ПГВ – ТП13 2 840,0 49,15 98,3 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 6АПвПг-6-1х35 14 ПГВ – ТП14 2 101,9 5,54 11,8 50 160 1 0,75 1,1 160 176 6АПвПг-6-1х50 15 ТП9 – ТП15 1 286,2 16,25 33,5 50 160 1 0,75 1,1 160 176 3АПвПг-6-1х50 16 ТП14 – ТП16 1 633,6 37,02 74,05 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 17 ПГВ – ТП17 1 661,9 38,92 77,44 35 147 1 0,75 1,1 110,2 121,3 3АПвПг-6-1х35 18 ТП17– ТП18 1 389,9 22,8 45,6 50 160 1 0,75 1,1 160 176 3АПвПг-6-1х50 19 ТП12– ТП19 1 327 19,25 38,5 50 160 1 0,75 1,1 160 176 3АПвПг-6-1х50 20 ТП19 – СП20 1 301,3 17,6 35,2 50 160 1 0,75 1,1 160 176 3АПвПг-6-1х50

9 Энергосбережение предприятия

Расчет возможных мероприятий по энергосбережению произведем для ремонтно-механического цеха, так как данный цех не участвует непосредственно в обеспечении производственного процесс предприятия, а является вспомогательным. Расчет будем производить по показаниям счетчика (табл. 9.1) ввода ремонтно-механического цеха. Пересчетный коэффициент счетчика равен 40. Расчет производится в следующей последовательности:

• строится суточный график электрической нагрузки здания;
• определяется характеристика неравномерности электропотребления.

определить потери электроэнергии трансформатора ТМ-630/10, кабельной линии 0,4 кВ марки АВБбШв-4×70, L=180 м.

Выполним расчет возможности замены силового трансформатора на трансформатор меньшей мощности.

Выполним замену кабельной линии 0,4 кВ при условии нагрузки в 20 % от нагрузки трансформатора.

Таблица 9.1 –Показания счетчика электроэнергии ремонтно-механического цеха Время замеров, ч 0 4 8 12 16 20 24 Показания 983,4 985,4 989,9 997,7 1002,8 1009,5 1017,0

счетчика

P, кВт·ч Показания 1586,1 1589,4 1596,6 1609,2 1617,4 1628,2 1640,3 счетчика Q, кВт·ч

9.1 Построение графика суточной нагрузки и расчет его

характеристик

Суточный график нагрузки цеха согласно замерам (табл. 1) указан на рисунке 1 шестью 4-х часовыми интервалами осреднения. Средняя мощность на каждом j-м интервале с учетом коэффициента пересчета определяется формулами [28]:

Wj 1 Wj

Pj k П.

t (9.1)

Wj 1 Wj

Qj k П.

t (9.2)

Sj Pj2 Q 2j .

(9.3)

Определим активную, реактивную и полную мощности для первого интервала:

985,4 983,4

P1 40 20 кВт ;

1589.4 1586.1

Q1 40 33 квар;

• S1 20 2 33 2 38 ,6 кВ А.

Для остальных пяти интервалов расчет производится по аналогичной схеме.

Расчет представлен в таблице 9.2.

Таблица 9.2 – Результаты расчета мощностей на 4 часовых интервалах 1, 1, 2, 2, 3,Вт 3, 4,Вт 4, 5,Вт 5, 6,Вт Q6, Вт квар. Вт квар. квар. квар. квар. квар. 20 3 5 02 8 28 1 2 7 08 5 21 S1, кВА S2, кВА S3, кВА S4, кВА S5, кВА S6, кВА

35,6 111,48 149,9 96,57 127,09 138,3

График суточных нагрузок, построенный по полученным результатам приведен на рисунке 9.1.

P, Q, S

140

120

100

80

60

40

20

0 4 8 12 16 20 24

t, часы

P Q S

Рисунок 9.1 – Суточный график активной, реактивной и полной

мощностей ремонтного цеха

Суточное потребление электроэнергии определяется из разности показаний счетчика электроэнергии с учетом пересчетного коэффициента (коэффициента трансформации)

W ( W6 W1 ) k П ( 1017,0 983,4 ) 40 1344 кВт ч (9.4)

или суммой мощностей согласно графику электрической нагрузки

6

W t Pj 4 ( 20 45 78 51 67 75 ) 1344 кВт ч. (9.5)

j 1

Определим показатели, характеризующие неравномерность электропотребления [2].

Время использования максимума:

W 1344

T max 17 ,92 ч. (9.6)

Pmax 75

Значение средней нагрузки

W 1344

Pср 56 кВт . (9.7)

T 24

и среднеквадратичной мощности:

t 4 (9.9)

Pср .кв . Pj2 ( 20 2 45 2 78 2 57 2 67 2 75 2 ) 61,8 кВт .

T j 1 24

позволяет определить коэффициент формы графика

Pср .кв . 61,8

kф 1,10 (9.10)

Pср 56

и коэффициент заполнения суточного графика

Pср 56

kЗ 0 ,746 . (9.11)

Pmax 75

Коэффициент неравномерности потребления электроэнергии

Pmin 20

k нр 0 ,267 . (9.12)

Pmax 75

По проведенным расчетам сделаем вывод о том, что полученные значения показывают существенную неравномерность и малую плотность электропотребления ремонтного цеха за одни сутки.

9.2 Потери электроэнергии в трансформаторе

Потери активной энергии трансформатора определяются по формуле:

ΔWтр = ΔРхТп + к2зтΔРкзТ , (9.13)

где ΔРх, ΔРкз – потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора, Вт;

• Тп –время включения трансформатора за год, ч;
• кзт – коэффициент загрузки трансформатора;
• Т – время работы трансформатора.

Исходные данные для трансформатора ТМ-100/10: Sном.тр. = 100 кВ·А; ΔРх = 0,32 кВт; ΔРкз = 1,97 кВт; Uк = 4,5%; Iх. =2,6%.

Среднеквадратичная мощность нагрузки:

t 4 S ср .кв . S 2j ( 35,6 2 111,48 2 149,9 2 96 ,57 2 127 ,09 2 138,3 2 ) 116 кВ А.

T j 1 24

Коэффициент загрузки трансформатора:

S ср .кв . 116

К ЗТ 1,16 , (9.14)

S Т .НОМ 100

где Sт.ном – номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

• Sср.кв. – среднеквадратичная мощность сети, кВ·А.

Потери активной энергии в трансформаторе:

ΔWтр = ΔРхТп + к2зтΔРкзT= 0,32·8760 + 1,162·1,97·8760 = 26024,5 кВт ·ч.

9.3 Потери электроэнергии линий 0,4 кВ

Потери электроэнергии в линиях определяются по формуле

∆Эл=3I2срRэτн , (9.15)

где Iср – средний ток сети, А;

• Rэ – эквивалентное сопротивление кабельной линии, Ом;
• τн – время наибольших потерь, час.

S ср.кв

I СР

3U H , (9.16)

где Sср.кв. – среднеквадратичная мощность сети, кВ·А;

• Uн – номинальное напряжение кабельной линии, кВ;
• сosφ – средний коэффициент мощности.

Rэ = LR0 , (9.17)

где L – длина кабельной линии, м;

• R0 – удельное сопротивление кабельной линии, Ом/км.

Расчет электрических питающей кабельной линии АВВГ 4х70, произведем, используя следующие исходные данные:

R0 = 0,641 Ом/км.

L = 159 м.

Находим полное сопротивление кабеля для заданной длины:

R = R0L = 0,641·0,159=0,102 Ом. (9.18)

Расчетный ток в линии (при условии нагрузки в 20 % от нагрузки трансформатора) равен:

Sл 23,2

I СР 33,49 А . (9.19)

3U H 3 0 ,4

Принимаем Sл = 0,2

• Sср.кв = 0,2·116 = 23,2 кВ·А, исходя из суточного графика.

Потери электроэнергии в кабеле за год:

∆Э = 3I2cрRτн = 3·(33,49)2

• 0,102
• 8760 ·10– 3 = 3006 кВт·ч.

(9.20)

9.4 Замена трансформаторов типа ТМ-100/10 на трансформатор

меньшей мощности

Мероприятие по энергосбережению в ремонтно-механическом цехе предприятия можно реализовать путем замены установленного трансформатора на трансформатор меньшей мощности [7].

Проведем расчет и составим экономическое обоснование замены трансформатора ТМ – 100/10, установленного на подстанции ТП – 19, на трансформатор меньшей мощности ТМ – 63/10. Анализ графика электрических нагрузок позволяет определить, что среднеквадратичная мощность трансформатора ТМ 100/10 на ТП – 19 составляет 116 кВ·А., следовательно, коэффициент загрузки трансформатора составит:

S ср .кв . 116

К ЗТ 1,16 , (9.21)

S Т .НОМ 100

Из этого следует, что трансформатор недогружен, что приведет к серьезным потерям холостого хода.

Потери электрической энергии трансформатора 100 кВ·А составляют:

ΔWтр1 = 26024,5 кВт ч/год,

что в денежном эквиваленте (исходя из стоимости 1 кВт*ч 2,5 руб.) составит:

• Q1 СТ Wтр1 2 ,5 26024,5 65061,25 руб. / год;
• (9.22)

Потери энергии в трансформаторе ТМ – 63/10 составят: Sном.тр. = 63 кВ·А; ΔРх = 0,265 кВт; ΔРкз = 1,28 кВт; Uк = 4,5%; Iх. =2,8%.

Коэффициент загрузки трансформатора:

S ср .кв . 116

К ЗТ 1,38 , (9.22)

S Т .НОМ 63

где Sт.ном – номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Рассчитаем время использования максимальной нагрузки по суточному графику:

Потери активной энергии в трансформаторе ТМ – 250/10/0,4: ΔWтр = ΔРх·Тп + к2зт·ΔРкз·Т = 0,265·8760 + 1,382·1,28·8760 = 23675 кВт ·ч.

Стоимость получаемых потерь в трансформаторе ТМ-63/10 составляет

Q2 СТ Wтр2 2 ,5 23675 59187 руб. / год; (9.23)

Необходимо определить стоимость работ по замене трансформатора. В среднем затраты на монтажные работы составляют 30% от стоимости трансформатора. [15]

Приблизительная стоимость трансформатора ТМ-63/10 ровна 78225 руб., значит затраты на монтажные работы составят:

• З1 = 0,3·78225 = 23467,5 руб. – затраты на сооружение;
• З2 = 78225 руб. – стоимость трансформатора; Стоимость утилизации заменяемого трансформатора (цена продажи трансформатора б/у с учетом износа) составляет 30% от цены нового трансформатора с аналогичными характеристиками. Ликвидационная цена заменяемого трансформатора составит:

К = 0,3

• 97020 = 29106 руб.

Время окупаемости с ликвидационной стоимостью заменяемого трансформатора:

З1 З2 К 78225 23467,5 29106

Т ок 3,7 лет (9.24)

Qтр1 Qтр2 97020 78225

По результатам расчета можно сделать вывод о том, что проведения мероприятий по энергосбережению ремонтно–механического цеха путем замены трансформатора, с экономической точки зрения, вполне приемлемо для реализации на рассматриваемом предприятии.

9.5 Замена проводников кабельной линии 0,4 кВ на проводники

большего сечения

Рассмотрим также возможность проведения мероприятия, но энергосбережению рассматриваемого цеха, путем замены проложенного кабеля, на кабель большего сечения, с целью снижения потерь электроэнергии [2].

Производим замену кабеля АВВГ 4 х70 на кабель большего сечения АВВГ — 4×95.

R0 = 0,320 Ом/км.

L = 180 м.

Определяем общее сопротивление кабеля для заданной длины:

R = R0L = 0,320·0,159= 0,0508 Ом.

Потери электроэнергии в кабеле за год:

∆Э = 3I2cрRτн = 3·(34,1)2·0,0508

• 8760·10-3=1752 кВт·ч.

Стоимость потерь:

• Qкл1 СТ Wкл 3,0 3006 90018 руб. / год; (9.25)

Qкл 2 СТ Wкл 3,0 1752 5256 руб. / год; (9.26)

З1 = 300·180 = 54000. руб. – затраты на прокладку (стоимость 250-400 руб./ м.);

• З2 = 28088 ·180 = 47727 тыс. руб. – стоимость кабеля (принимаем по табл. 4);

Время окупаемости замены кабеля:

З1 З2 54000 47727

Т ок 12 лет . (9.27)

Qкл 1 Qкл 2 90018 5256

Время окупаемости составило свыше 6 лет. Таким образом, можно сказать, что проведения мероприятия по энергосбережению ремонтномеханического цеха путем замены проложенного кабеля на кабель большего сечения, с экономической точки зрения, неприемлемым для реализации на рассматриваемом предприятии. [14]

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Решение многих задач, связанных с электроснабжением промышленных предприятий можно выполнить несколькими технологическими средствами. Такая многовариантность реализации промышленных систем электроснабжения, требует проведения предварительных расчетов, результатом которых является обоснование выбранного технического решения.

Система электроснабжения химического предприятия по производству ситетических каучуков выполнена максимально рационально и удовлетворяет всем требованиям экономичности, надежности и качества электроснабжения всех объектов предприятия.

При этом была обеспечена гибкость системы электроснабжения, позволяющая расширение при дальнейшем развитии завода, исключая серьезные усложнения и увеличения стоимости изначального варианта.

В ходе выполнения выпускной квалификационной работы была спроектирована промыщленная система электроснабжения предприятия. При проектировании учитывались особенности технологического процесса нефтехимического производства.

В процессе проектирования промыщленной системы электроснабжения был произведен расчет элнементов энергосистемы и устройства высшего напряжения (УВН).

По результатом проведенных расчетов было выбрано рациональное напряжение 220 кВ и схема «линиятрансформатор» с выключателем.

В процесе разработки внутренней распределительной системы было произведен расчет питающих кабельных линий медеплавильного завода и выбраны количество, мощности цеховых ТП и сечения кабелей, токопровод питающий РП.

По результатам расчетов токов короткого замыкания выбраны оптимальные электрические аппараты и токоведущиу частеи.

В выпускной квалификационной работе также рассмотрены вопросы энергосбережения на примере ремонтно-механического цеха завода. Было рассмотрено два варианта практической реализаци мероприятиий по энергосбережению. А именно – путем замены установленного трансформатора на менее мощный, а также замена проложенной кабельной линии на кабель большего сечения. Приведенный технико-экономические расчеты показали, что первый вариант вполне экономически приемлим, и может быть оскществлен на рассмотренном предприятии.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/na-temu-elektrosnabjenie-seti-zavoda-kabelnoy-produktsii/