Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Электротехнический раздел

1.1 Краткая характеристика технологического процесса завода железобетонных конструкций

1.2 Классификация по степени бесперебойности электроснабжения и характеристики среды цехов

1.3 Определение расчетной или потребляемой мощности промышленного предприятия по всем составляющим

1.4 Выбор напряжения питающих и распределительных сетей

1.5 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

1.6 Картограмма нагрузок и определение центра электрических нагрузок

1.7 Выбор количества, мощности и место положения цеховых подстанций

1.8 Разработка схем внутреннего электроснабжения

1.9 Выбор сечения питающих и распределительных сетей

1.10 Технико-экономическое сравнение вариантов схем

1.11 Расчет токов короткого замыкания

1.12 Расчет электрических нагрузок цеховой сети

1.13 Расчет и выбор параметров цеховой сети

1.14 Расчет токов КЗ и проверка коммутационных и защитных аппаратов

1.15 Расчет осветительной сети формовочного цеха

1.16 Электротехнический расчет освещения

1.17 Релейная защита ЦТП

2. Технологический раздел

2.1 Эксплуатация и монтаж шинопроводов

3. Безопасность жизнедеятельности

3.1 Особенности тушения пожара в электроустановках

3.2 Расчет защитного зануления

4. Экономический раздел

5. Специальная часть дипломного проекта «Электропривод насоса»

Список используемой литературы

Введение

Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и другие механизмы.

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин, механизмов и строительством электростанций. Необходимость в производстве электроэнергии на фабрично-заводских электростанциях обуславливается следующими причинами:

а) потребностью в теплоте для технологических целей, отопления и эффективностью попутного производства при этом электроэнергии;

б) необходимостью резервного питания для ответственных потребителей;

в) необходимостью использования вторичных ресурсов;

г) большой удаленностью некоторых предприятий от энергосистемы.

Все машины и механизмы предприятий приводятся в работу в настоящее время электродвигателями. Для их нормальной работы принимают электроэнергию как самую гибкую и удобную форму энергии, обеспечивающей работу производственных механизмов. При этом электроэнергия должна обладать соответствующим качеством, а именно стабильностью частоты и напряжения. К современному производству предъявляют высокие требования в подготовке инженеров-специалистов в области промышленного электроснабжения; в то же время растет спрос на инженеров, располагающими знаниями и в области автоматики и вычислительной техники.

1. Электротехнический раздел

1.1 Краткая характеристика технологического процесса завода железобетонных конструкций

Сегодня основной продукцией завода железобетонных конструкций являются железобетонные конструкции и изделия, элементы зданий и сооружений.

На заводе железобетонных конструкций основными приемниками электроэнергии являются формовочный, арматурный, компрессорный цеха. В формовочном цехе основными приемниками электроэнергии являются трубогибочные станки. Трубогибочные станки предназначены для гибки стальных горячекатаных труб. Изгибание труб станком допускается только при условии, что они являются полыми и не набиты песком либо другими материалами. Гидравлический трубогибочный станок удобен в эксплуатации, такое оборудование может использоваться непосредственно на месте монтажа труб.

В состав инструментального цеха входят следующие отделения: механическое (станочное), слесарно-сборочное, лекальное, для ремонта пневматического и другого механизированного инструмента, шлифовально-заточное, заготовительное (часто объединяется со складом материалов), термическое, хромировочное, кузнечное, сварочное, для напайки пластин твердых сплавов, а также склад материалов и заготовок, склад вспомогательных материалов, склад готовых и исправляемых изделий, промежуточный склад, контрольное отделение, инструментальная раздаточная, измерительная лаборатория, служебные и бытовые помещения.

Станочное и слесарно-сборочное отделения делятся на специализированные участки, предназначенные для обработки инструмента определенного вида, а именно:

- режущего инструмента,

- измерительного инструмента,

- вспомогательного инструмента,

- приспособлений,

- штампов,

- металлических моделей и пресс-форм,

- нормалей,

- пневматического и другого механизированного инструмента.

В зависимости от размеров производства некоторые участки могут быть объединены или же выделены в самостоятельные цехи (цех штампов и моделей).

Кузнечные отделения организуют при крупных инструментальных цехах; инструментальные и ремонтно-механические цехи часто имеют одну общую кузницу. Иногда кузнечные работы по инструменту производятся в основном кузнечном цехе завода, для чего в нем устанавливается необходимое оборудование. Расположение кузницы в здании инструментального цеха смежно со станочным отделением нежелательно, так как работа кузнечных молотов вредно отражается на точности обработки на металлорежущих станках.

Термическое отделение специально для обработки инструмента следует создавать при инструментальном цехе. Это объясняется особым характером термической обработки инструмента, тесной связью технологических процессов механической и термической обработки, тем, что инструментальный цех должен выпускать полностью готовую продукцию.

1.2 Классификация по степени бесперебойности электроснабжения и характеристики среды цехов

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории.

1. Электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприемников первой категории выделяются особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

2. Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

3. Электроприемники третьей категории - все остальные электроприемники, не попадающие под определение первой и второй категорий.

По средам цеха бывают: нормальными, влажными, пыльными, химически агрессивными, взрыво- и пожароопасными. Среда цеха зависит от технологических процессов, проходящих в нем.

Данные по бесперебойности электроснабжения и характеристика среды цехов приведены в таблице 1

Таблица №1

№ цеха по плану	Наименование	Категория электропотребления	Характеристика среды
1	Формовочный цех	II	нормальная
2	Арматурный цех	II	нормальная
3	Бетоносмесительный цех	I	пожароопасная
4	Административно-бытовой корпус	III	пожароопасная
5	Склад цемента	III	нормальная
6	Склад заполнителей	III	нормальная
7	Площадка для разгрузки щебня	III	нормальная
8	Ремонтно-механический цех	III	пожароопасная
9	Склад готовой продукции завода	III	пожароопасная
10	Автовесы	III	пожароопасная
11	Центрально-тепловой пункт	I	нормальная
12	Компрессорная станция	I	нормальная
13	Железно-дорожные весы	III	нормальная
14	Проходная	III	нормальная

1.3 Определение расчетной или потребляемой мощности предприятия по всем составляющим

Данный расчет покажем на примере формовочного цеха. Результаты расчета по всему предприятию сведем в таблицу №2.

Определяем расчетную силовую нагрузку ниже 1 кВ:

Рр=Рн.·Кс=290·0,7=203 кВт (1.1)

Qр=Рр·tgц=203·0,48=98,3 кВАр (1.2)

Находим номинальную мощность освещения и расчетную осветительную нагрузку доменного цеха:

Рн.о.=Руд.·F=18·1176=21,17 кВт (1.3)

Рр.о.=Рн.о.·Кс.о.=21,17·0,95=20,1 кВт (1.4)

Находим полную расчетную мощность цеха:

Рр?=Рр+Рр.о.=203+20,1=223,1 кВт (1.5)

Qр?=Qр=98,3 кВАр (1.6)

кВА (1.7)

Примечание: Коэффициенты Кс (спроса), Соs (мощности), Кс.о. (спроса осветительной нагрузки), плотность осветительной нагрузки Руд [Вт/м2] для каждого цеха выбраны по [4]. Площадь F[м2] каждого цеха определена по генеральному плану предприятия.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Расчетные нагрузки цехов.

Таблица 2.

№ цеха по плану	Наименование цеха	Силовая нагрузка	Осветительная нагрузка	Расчетная нагрузка
		Руст., кВт	Кс	cos ц	tg ц	Pp,кВт	Qр, кВАр	F,м2	Руд., Вт/м2	Pн.о.,кВт	Кс.о.	Рр.о.,кВт	Рр?., кВт	Qр?., кВАр	Sр?., кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Нагрузка до 1 кВ
1	Формовочный цех	290	0,7	0,9	0,48	203	98,3	1176,0	18	21,17	0,95	20,1096	223,1	98,3	243,8
2	Арматурный цех	450	0,7	0,76	0,86	315	269,4	312,0	15	4,68	0,95	4,446	319,4	269,4	417,9
3	Бетоносмесительный цех	460	0,7	0,76	0,86	322	275,4	24,0	18	0,43	0,95	0,4104	322,4	275,4	424,0
4	Административно-бытовой корпус	120	0,6	0,8	0,93	72	67,1	108,0	19	2,05	0,8	1,6416	73,6	67,1	99,6
5	Склад цемента	150	0,6	0,7	1,63	90	146,5	25,0	19	0,48	0,95	0,45125	90,5	146,5	172,2
6	Склад заполнителей	120	0,6	0,7	1,63	72	117,2	200,0	18	3,60	0,7	2,52	74,5	117,2	138,9
7	Площадка для разгрузки щебня	70	0,8	0,9	0,48	56	27,1	220,0	19	4,18	0,95	3,971	60,0	27,1	65,8
8	Ремонтно-механический цех	200	0,6	0,8	0,93	120	111,8	300,0	12	3,60	0,6	2,16	122,2	111,8	165,6
9	Склад готовой продукции завода	130	0,6	0,7	1,63	78	127,0	200,0	12	2,40	0,8	1,92	79,9	127,0	150,0
10	Автовесы	50	0,77	0,8	0,75	38,5	28,9	25,0	12	0,30	0,8	0,24	38,7	28,9	48,3
11	Центрально-тепловой пункт	250	0,77	0,8	0,75	192,5	144,4	30,0	17	0,51	0,9	0,459	193,0	144,4	241,0
12	Компрессорная станция	200	0,5	0,71	0,99	100	99,2	15,0	12	0,18	0,6	0,108	100,1	99,2	140,9
13	Железно-дорожные весы	120	0,7	0,8	0,75	84	63,0	15,0	12	0,18	0,6	0,108	84,1	63,0	105,1
14	Проходная	50	0,6	0,8	0,93	30	27,9	15,0	12	0,18	0,6	0,108	30,1	27,9	41,1
	Итого по нагрузке до 1 кВ	2660				1773	1603,2	2665,0		43,9		38,7	1811,7	1603,2	2419,1
	Освещение территории ЖБИ							6000,0	2	12,00	1	12
	Итого по ЖБИ	2660								55,94		50,65285	3080,8	2838,7	4189,2

Определение расчетной мощности в целом с учетом компенсирующих устройств и потерь мощности в трансформаторах

Потери в ЦТП:

?РЦТП=0,02·Sр?=0,02·4189,2=83,78 кВт (1.8)

?QЦТП=0,1·Sр?=0,1·4189,2=418,92 кВАр (1.9)

Тогда расчетная нагрузка данной ступени определится:

Рр=?Ррi+Рр.осв.+ ?РЦТП=3080,8+12+83,78=3176,58 кВт (1.10)

Qр=?Qрi+ ?QЦТП=2838,7+418,92=3257,62 кВАр (1.11)

Расчет мощности компенсирующих устройств.

(1.12)

QКУ= Рр?·(tgцном-tgцзад.)=3257,62·(1,03-0,33)=2280,33 кВАр (1.13)

Потери мощности в компенсирующих устройствах:

?РКУ=0,002· QКУ=0,002·2280,33=4,56 кВт (1.14)

Тогда расчетная нагрузка данной ступени электроснабжения шин ГПП определится по формуле:

РрГПП= Рр?·Крм+?РКУ=3176,58·0,95+4,56=3022,31 кВт (1.15)

QрГПП= Qр?·Крм-QКУ=3257,62·0,95-2280,33=814,41 кВАр (1.16)

кВА (1.17)

Потери мощности в трансформаторах ГПП

?РтГПП=0,02·SрГПП=0,02·3130,1=62,6 кВт (1.18)

?QтГПП=0,1·SрГПП=0,1·814,41=81,44 кВАр (1.19)

Мощность питающей линии

(1.20)

1.4 Выбор напряжения питающих и распределительных сетей

Напряжение питающей линии от 6 до 110 кВ включительно

Величина напряжения определяется расчетной или потребляемой мощностью, удалённостью предприятия от источника питания.

Для определения напряжения питающей линии можно использовать два способа:

а) Напряжения питающей линии можно определить по номограммам. Это график для приблизительного определения величины рационального напряжения электроснабжения промышленных предприятий в зависимости от передаваемой мощности S, длинны питающих линий L, схемы питания, конструктивного выполнения линии и стоимости электрической энергии.

б) Напряжения питающих линий можно определить по эмпирическим формулам. В них используется коэффициенты, мощность и длинна питающей линии. Приведем некоторые из них:

1) U=3 3) U=16

2) U=4,34 4) U=17

Найдём напряжение питающей линии по формулам:

кВ, (1.21)

кВ, (1.22)

кВ, (1.23)

кВ, (1.24)

Таким образом, сравнивая эти значения с номограммой, принимаем стандартное значение напряжения 35 кВ.

Напряжения распределительных линий

Выбор напряжения распределительной сети тесно связан с решением вопросов электроснабжения предприятия. Окончательное решение принимают в результате технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих различие сочетания напряжений отдельных звеньев системы.

Напряжение 35 кВ применяют для питания предприятий средней мощности и для распределения электроэнергии на первой ступени электроснабжения таких предприятий при помощи глубоких вводов. На предприятиях большой мощности напряжение 35кВ не рационально использовать в качестве основного. Оно может быть применено для питания потребителей электроэнергии, имеющих номинальное напряжение 35 кВ, и для питания удалённых приёмников электроэнергии.

Преимущество напряжения 20 кВ по сравнению с напряжением 35 кВ заключается в более простом устройстве сети и более дешевых коммутационных аппаратах.

По сравнению с напряжением 10 кВ при напряжении 20 кВ снижаются потери электроэнергии в элементах системы электроснабжения и токи КЗ в сетях. Однако напряжение 20 кВ, как и напряжение 35 кВ и 10 кВ, не целесообразно применять в качестве основного.

Напряжение 10 и 6 кВ широко используется на промышленных предприятиях средней мощности - для питающих и распределительных сетей, на крупных предприятиях - на второй и последующих ступенях.

Напряжение 10 кВ является наиболее экономичным по сравнению с напряжение 6 кВ. напряжение 6 кВ допускается только в тех случаях, если на предприятии преобладает нагрузка с напряжением 6 кВ или когда значительная часть нагрузки питается от заводской ТЭЦ, где стоят генераторы напряжением 6 кВ.

Выбор напряжения

а) Если процент высоковольтной нагрузки напряжением 6 кВ до 30%, то напряжение распределительных линий 10 кВ, принимаем понизительные трансформаторы 10/6.

б) Если процент высоковольтной нагрузки больше 30% то напряжение распределения должно соответствовать напряжению высоковольтной нагрузки.

Напряжение распределительных линий для проектируемого варианта принимаем 10 кВ т.к. на данном объекте нет высоковольтной нагрузки.

1.5 Выбор числа и мощностей трансформаторов ГПП

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняют двух трансформаторными. Одно трансформаторные ГПП допускаются только при наличие централизованного резерва трансформатора и при поэтапном строительстве. Установка более двух трансформаторов возможна только в исключительных случаях: когда требуется выделить резко переменные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора, при реконструкции ГПП, если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы. В после аварийном режиме для надёжного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть не ответственных потребителей с целью снижения нагрузки может быть отключена.

Мощность ГПП определяется расчётной мощностью предприятия, напряжение питающей линии 35-220 кВ. Мощность трансформаторов (с шагом 1,6) 6.3;10;16;25;40;63;80 МВА. Трансформаторы мощностью от 25 МВА и выше выполняются с расщепленными обмотками.

При выборе мощности трансформаторов ГПП надо знать расчётную мощность предприятия SР, требования по степени бесперебойности в электроснабжении, требования коэффициента загрузки по отраслям.

Выбор ГПП от исходных данных осуществляется по полной расчётной мощности предприятия, которую мы определили в таблице 2.

Так как завод ЖБИ имеет потребителей I,II и III категории, то на ГПП установим два трансформатора. Выбор мощности проведем по условию:

кВА (1.25)

Определим коэффициенты загрузки трансформаторов ГПП мощностью 2,5 МВА в номинальном и аварийном режимах:

(1.26)

(1.27)

С учетом дальнейшего развития предприятия, сопровождающееся увеличением потребляемой мощности, окончательно (по справочнику) выбраны на ГПП трансформаторы ТДН с номинальной мощностью 2500 кВА с высшим напряжением 35 кВ.

1.6 Картограмма нагрузок и определения центра электрических нагрузок (ЦЭН)

Картограмма нагрузок

Подстанции ГПП, ТП являются одними из основных звеньев системы электроснабжения. Поэтому оптимальное размещение подстанций по территории промышленного предприятия является важнейшим моментом при построении рациональных систем электроснабжения.

При проектировании систем электроснабжения предприятий различных отраслей промышленности разрабатывается генеральный план проектируемого объекта, на который наносятся все производственные цеха. Расположение цехов определяется технологическим процессом производства. На генеральном плане указываются расчётные мощности цехов и всего предприятия.

При рациональном размещении ГПП, ТП на территории промышленного предприятия технико-экономические показатели системы электроснабжения оказываются оптимальными и, следовательно, обеспечиваются минимум приведённых годовых затрат. Для определения места положения ГПП, ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещённые на генеральном плане окружности, причём площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчётным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Центр нагрузок цеха или предприятия является символическим центром потребления электрической энергии цеха или предприятия. ГПП или ТП следует располагать в ЦЭН. Это позволит снизить затраты на проводниковый материал и уменьшить потери электрической энергии. Картограмма электрических нагрузок позволяет проектировщику наглядно представить распределение нагрузок по территории промышленного предприятия. Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке соответствующего цеха Рi:

(1.28)

Из этого выражения радиус окружности:

(1.29)

где Рi - мощность i-го цеха; m - масштаб для определения площади круга (постоянный для всех цехов предприятия).

Силовые нагрузки до и выше 1 кВ изображаются отдельными кругами или секторами в круге. Считаем, что нагрузка по цеху распределена равномерно, поэтому центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга, изображающего нагрузку до 1 кВ. Угол сектора (б) определяется из соотношения активных расчетных (РР) и осветительных нагрузок (РРО) цехов.

При построении картограммы необходимо знать полные расчетные и осветительные нагрузки цехов, которые были рассчитаны в таблице 2. Принимаем масштаб m=30 кВт/см2.

Пример расчета покажем на формовочном цехе №1:

см,

Данные по остальным цехам сведем в таблицу № 3.

Картограмма электрических нагрузок показана на ген. плане.

Данные для построения картограммы нагрузок

Таблица №3

№ цеха	Наименование цеха	Рр.о., кВт	Ррi, кВт	Xi, мм	Yi, мм	Ri, см	босв., град.
Нагрузка до 1 кВ
1	Формовочный цех	20,1096	223,11	22	49	2,368	32,4
2	Арматурный цех	4,446	319,446	21	19	3,391	5,01
3	Бетоносмесительный цех	0,4104	322,41	34	27	3,423	0,46
4	Административно-бытовой корпус	1,6416	73,6416	20	8	0,782	8,03
5	Склад цемента	0,45125	90,4513	65,5	34,5	0,96	1,8
6	Склад заполнителей	2,52	74,52	74	55,5	0,791	12,2
7	Площадка для разгрузки щебня	3,971	59,971	83,5	53,5	0,637	23,8
8	Ремонтно-механический цех	2,16	122,16	52	58	1,297	6,37
9	Склад готовой продукции завода	1,92	79,92	23	85	0,848	8,65
10	Автовесы	0,24	38,74	38	39,5	0,411	2,23
11	Центрально-тепловой пункт	0,459	192,959	60	20	2,048	0,86
12	Компрессорная станция	0,108	100,108	73,5	21	1,063	0,39
13	Железно-дорожные весы	0,108	84,108	69	58	0,893	0,46
14	Проходная	0,108	30,108	39	14	0,32	1,29

Определение условного центра электрических нагрузок

В настоящее время существует ряд математических методов, позволяющих аналитическим путём определить центр электрических нагрузок (ЦЭН) как отдельных цехов, так и всего промышленного предприятия. Среди них можно выделить три основных метода.

Первый метод, использующий некоторые положения из курса теоретической механики, позволяет определить ЦЭН цеха (предприятия) с большей или меньшей точностью (приближённо) в зависимости от конкретных требований. Так, если считать нагрузки цеха равномерно распределёнными по площади цеха, то центр нагрузок цеха можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане. Если учитывать действительное распределение нагрузок в цехе, то центр нагрузок уже не будет совпадать с центром тяжести фигуры цеха в плане, и нахождение центра нагрузок сведётся к определению центра тяжести масс.

Наличие многоэтажных зданий цехов обусловливает учёт в расчётах третий координаты (Zi).

ЦЭН указан на ген. плане.

Таблица №4

№ цеха	Наименование цеха	Ррi, кВт	Xi,мм	Yi,мм	Ррi·Xi	Ррi·Yi
1	2	5	6	7	8	9
1	Формовочный цех	223,11	22	49	4908,41	10932,4
2	Арматурный цех	319,446	21	19	6708,37	6069,47
3	Бетоносмесительный цех	322,41	34	27	10962	8705,08
4	Административно-бытовой корпус	73,6416	20	8	1472,83	589,133
5	Склад цемента	90,4513	65,5	34,5	5924,56	3120,57
6	Склад заполнителей	74,52	74	55,5	5514,48	4135,86
7	Площадка для разгрузки щебня	59,971	83,5	53,5	5007,58	3208,45
8	Ремонтно-механический цех	122,16	52	58	6352,32	7085,28
9	Склад готовой продукции завода	79,92	23	85	1838,16	6793,2
10	Автовесы	38,74	38	39,5	1472,12	1530,23
11	Центрально-тепловой пункт	192,959	60	20	11577,5	3859,18
12	Компрессорная станция	100,108	73,5	21	7357,94	2102,27
13	Железно-дорожные весы	84,108	69	58	5803,45	4878,26
14	Проходная	30,108	39	14	1174,21	421,512
Итого:	1811,7		76073,9	63430,9

Таким образом, мы определили ЦЭН для ГПП и для ТП, но поставить их точно в центре электрических нагрузок не всегда технически возможно.

Координаты центра электрических нагрузок всего предприятия определим по формуле:



1.7 Выбор количества и мощности и местоположения цеховых подстанций

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности электроснабжения и распределения между ТП потребителей электроэнергии до 1кВ. Нормальный режим работы - раздельная работа трансформаторов, это предусматривается в целях уменьшения токов короткого замыкания и позволяет применить более легкую и дешевую аппаратуру на стороне низшего напряжения трансформаторов.

Номинальная мощность цеховых (SНТ) выбирается по расчетной мощности, исходя из условия экономичной работы трансформаторов (60-80%) в нормальном режиме и допустимой перегрузки (на 30-40%) от SНТ в послеаварийном режиме.

В соответствии с ГОСТ 14209-85 и 11677-75 цеховые трансформаторы имеют следующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. В настоящее время цеховые ТП выполняются комплектными (КТП) и во всех случаях, когда этому не препятствуют условия окружающей среды и обслуживания, устанавливаются открыто.

Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций производится по удельной плотности нагрузок (у):

 (1.32)

где SР - расчетная нагрузка цеха (кВА); F - площадь цеха (м2).

Если плотность нагрузок у<0,2, то рекомендуется принимать трансформаторы до 1000 кВА, если 0,2<у<0,3 то трансформаторы должны быть 1600 кВА, если у>0.3 кВА/м2, то трансформаторы рекомендуется принимать 1600-2500кВА.

После выбора мощности трансформаторов определим их количество:

, (1.33)

где КЗ - это коэффициент загрузки в нормальном режиме. Он определяется как:

(1.34)

и должен быть равен 0,65-0,7 для цехов I категории; 0,7-0,8 для цехов II категории и 0,9-0,95 для цехов III категории.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме должен быть не более 1,4 и определяется как:

(1.35)

С учетом компенсирующих устройств

Расчётная мощность КУ:

Qку=РР(tgцн-tgцз), (1.36)

где tgцн=Qр/Pр, а tgцз=0,33 при cosц=0,95.

По справочнику выбираем стандартное значение мощности КУ на каждый трансформатор и определяем не скомпенсированную мощность:

Q=QРi -NQКУ.СТ, (1.37)

где N-число батарей.

Затем находим полную мощность и, если необходимо, изменяем номинал трансформаторов и (или) их количество.

(1.38)

Для выбора оптимального варианта схемы электроснабжения составим ее три варианта. Они отличаются мощностью, количеством, местоположением трансформаторных подстанций.

Все данные выбора и расчёта сведены в таблицах №6-1, 6-2 и 6-3.

Выбор компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ

Покажем для формовочного цеха №1.

Определим мощность, необходимую для компенсации:

где

По справочнику [1] выбираем две конденсаторные установки УКМ58-0,4-150У3. Тогда расчетная мощность цеха с учетом компенсации:



Расчетная мощность трансформатора для потребителя II категории:

Принимаем к установке 2 трансформатора ТМ-400/10.

Реальные коэффициенты загрузки:

1.8 Разработка схем внутреннего электроснабжения

Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения. С целью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требуется всесторонний учёт многих факторов, например, таких как конструктивное исполнение сетевых узлов схемы, способ канализации электроэнергии, токи КЗ при разных вариантах и т.д.

При проектировании схемы важное значение приобретает правильное решение вопросов питания силовых и осветительных нагрузок в ночное время, в выходные и праздничные дни. Для взаимного резервирования рекомендуется использовать шинные и кабельные перемычки между ближайшими подстанциями, а также между концами сетей низшего напряжения, питаемых от разных трансформаторов.

В общем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается не целесообразным применение схем с числом ступеней болеет двух-трёх, так как в этом случае усложняется коммутация и защита цепи. На небольших по мощности предприятиях рекомендуется применять одноступенчатые схемы.

Схема распределения электроэнергии должна быть связано с технологической схемой объекта. Питания приёмников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должны осуществятся от разных источников: подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции. Это необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались оба технологических потока. В тоже время взаимосвязанные технологические агрегаты должны присоединяться к одному источнику питания, чтобы при исчезновении питания все приёмники электроэнергии были одновременно обесточены.

При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Выбор схем распределительной сети предприятия

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надёжности потребителей электроэнергии, их территориальном размещении, особенностями режимов работы.

Радиальными схемами являются такие, в которых электроэнергия от источника питания передаётся непосредственно к приёмному пункту. Чаще всего радиальную схему применяют с числом ступеней не более двух.

Одноступенчатые радиальные схемы применяют на небольших по мощностям предприятиях для питания сосредоточенных потребителей (насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые подстанции), расположенных в различных направлениях от центра питания. Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всей системы электроснабжения, начиная от источников питания и кончая сборными шинами до 1 кВ цеховых подстанций.

Питание крупных подстанций и подстанций или РП с преобладанием потребителей I категории осуществляется не менее чем двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций источника питания.

Отдельно расположенные одно трансформаторные подстанции мощностью 400-630 кВА получают питание по одиночным радиальным линиям без резервирования, если отсутствуют потребители первой и второй категорий и по условиям прокладки линии возможен её быстрый ремонт. Если обособленные подстанции имеют потребителей II категории, то их питание должно осуществляться двух кабельной линией с разъединителями на каждом кабеле.

Магистральные схемы распределения электроэнергии применяют в том случае, когда потребителей много и радиальные схемы не целесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации. Их целесообразно применять при расположении подстанций на территории предприятия, близко к линейному, что способствует прямому прохождению магистрали от источника питания к потребителю и тем самым сокращают длину магистрали.

Недостатки магистральной схемы является более низкая надёжность т.к. исключается возможность резервирования на низшем напряжении одно трансформаторных подстанций при питании их по одной магистрали. Рекомендуется питать от одной магистрали не более двух-трёх трансформаторов мощностью 2500-1000 кВА и не более четырёх-пяти мощностью 630-250кВА.

Существует много разновидностей и модификаций магистральных схем, которые с учетом степени надёжности делятся на одиночные и двойные сквозные.

На практике редко применяют только радиальные или магистральные, так как при таких схемах не соответствуют наилучшим технико-экономическим показателям. Поэтому чаще всего используют смешанные схемы. Сочетание преимущественно радиальных и магистральных схем позволяет добиться создание систем электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.

Все данные выбора и расчёта сведены в таблицах №6-1, 6-2,6-3.

Таблица 6-1 (к варианту№1)

№ п/п	№ ТП	Потребители эл.эн.	Расчетная нагр.	tg ц	Qку, кВАр	Кол-во и мощность КУ	Полная нагрузка	Кол-во тр-ров	Sном.тр. кВА	Кзн	Кзав
			Рр, кВт	Qр, кВАр				Q'р, кВАр	Sр, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	ТП - 1	цех №3,8,10	483,3	416	0,86	256,5	300	116	497	2	400	0,62	1,24
2	ТП - 2	цех №11,5,13	367,5	353,9	0,96	232,6	216	137,9	392,5	2	400	0,49	0,98
3	ТП - 3	цех №12,6,7	234,6	243,5	1,04	166,1	150	93,5	252,5	2	250	0,51	1,01
4	ТП - 4	цех №1,9	303	225,3	0,74	125,3	108	117,3	324,9	1	400	0,81
5	ТП - 5	цех №2,4,14	423,2	364,4	0,86	224,7	216	148,4	448,5	1	630	0,71

Таблица 6-2 (к варианту 2)

№ п/п	№ ТП	Потребители эл.эн.	Расчетная нагр.	tg ц	Qку, кВАр	Кол-во и мощность КУ	Полная нагрузка	Кол-во тр-ров	Sном.тр. кВА	Кзн	Кзав
			Рр, кВт	Qр, кВАр				Q'р, кВАр	Sр, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	ТП - 1	цех №3, 10	361,2	304,2	0,84	185	150	154,2	392,7	2	400	0,49	0,98
2	ТП - 2	цех №11,5	283,4	290,9	1,03	197,4	200	90,9	297,6	2	250	0,6	1,19
3	ТП - 3	цех №12,6,7	234,6	243,5	1,04	166,1	150	93,5	252,5	2	250	0,51	1,01
4	ТП - 4	цех №1,9	303	225,3	0,74	125,3	108	117,3	324,9	1	400	0,81
5	ТП - 5	цех №2,4,14	423,2	364,4	0,86	224,7	216	148,4	448,5	1	630	0,71
6	ТП - 6	цех №8,13	206,3	174,8	0,85	106,7	100	74,8	219,4	1	250	0,88

Таблица 6-3 (к варианту 3)

№ п/п	№ ТП	Потребители эл.эн.	Расчетная нагр.	tg ц	Qку, кВАр	Кол-во и мощность КУ	Полная нагрузка	Кол-во тр-ров	Sном.тр. кВА	Кзн	Кзав
			Рр, кВт	Qр, кВАр				Q'р, кВАр	Sр, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	ТП - 1	цех №3, 10	361,2	304,2	0,842193	185,004	150	154,2	392,7379	2	400	0,491	0,982
2	ТП - 2	цех №11,5	283,4	290,9	1,026464	197,378	200	90,9	297,6212	2	250	0,595	1,19
3	ТП - 3	цех №12,6,7	234,6	243,5	1,037937	166,082	150	93,5	252,5459	2	250	0,505	1,01
4	ТП - 4	цех №1,9	303	225,3	0,743564	125,31	108	117,3	324,9127	1	400	0,812
5	ТП - 5	цех №2	319,446	269,376	0,84326	163,959	150	119,4	341,0225	1	400	0,853
6	ТП - 6	цех №8,13	206,3	174,8	0,84731	106,721	100	74,8	219,4419	1	250	0,878
7	ТП - 7	цех №4,14	103,7	95	0,916104	60,779	75	20	105,611	1	160	0,66

Составлено три варианта электроснабжения завода КЭСП.

Варианты отличаются количеством цеховых трансформаторных подстанций, мощностью трансформаторов, распределением электроэнергии (ЦТП-РП), способом питания ЦТП (магистральная, радиальная схемы).

Распределение нагрузки по пунктам питания:

ТП-10/0,4 кВ; РУ-10 кВ; РП-0,4 кВ

Распределение потребления электроэнергии напряжением до и выше 1 кВ между цеховыми трансформаторами подстанции и распределительными устройствами выполнено в таблицах 7-1, 7-2, 7-3 на основании картограммы электрических нагрузок по принципу разукрупнения ТП и РУ.

Размещение РУ и ТП показано на генплане завода.

Распределение эл. нагрузок по пунктам питания. (вариант №1).

Таблица 7.1.

№ п/п	Наименование пункта питания	Потребители электроэнергии	Место расположения пункта питания по генплану	Примечание
1	ТП - 1	цех №3,8,10	цех №3	2хТМ-400/10
2	ТП - 2	цех №11,5,13	цех №11	2хТМ-400/10
3	ТП - 3	цех №12,6,7	цех №12	2хТМ-250/10
4	ТП - 4	цех №1,9	цех №1	1хТМ-400/10
5	ТП - 5	цех №2,4,14	цех №2	1хТМ-630/10

Распределение эл. нагрузок по пунктам питания. (вариант №2)

Таблица 7.2.

№ п/п	Наименование пункта питания	Потребители электроэнергии	Место расположения пункта питания по генплану	Примечание
1	ТП - 1	цех №3, 10	цех №3	2хТМ-400/10
2	ТП - 2	цех №11,5	цех №11	2хТМ-250/10
3	ТП - 3	цех №12,6,7	цех №12	2хТМ-250/10
4	ТП - 4	цех №1,9	цех №1	1хТМ-400/10
5	ТП - 5	цех №2,4,14	цех №2	1хТМ-630/10
6	ТП - 6	цех №8,13	цех №8	1хТМ-250/10

Распределение эл. нагрузок по пунктам питания. (вариант №3)

Таблица 7.3.

№ п/п	Наименование пункта питания	Потребители электроэнергии	Место расположения пункта питания по генплану	Примечание
1	ТП - 1	цех №3, 10	цех №3	2хТМ-400/10
2	ТП - 2	цех №11,5	цех №11	2хТМ-250/10
3	ТП - 3	цех №12,6,7	цех №12	2хТМ-250/10
4	ТП - 4	цех №1,9	цех №1	1хТМ-400/10
5	ТП - 5	цех №2	цех №2	1хТМ-400/10
6	ТП - 6	цех №8,13	цех №8	1хТМ-250/10
7	ТП - 7	цех №4,14	цех №4	1хТМ-160/10

1.9 Выбор сечений питающих и распределительных линий

Потери в трансформаторах определяются активными потерями, состоящими из активных потерь холостого хода и короткого замыкания и реактивными потерями, состоящими из реактивных потерь холостого хода и короткого замыкания.

Расчет ведется по формулам:

Активные и реактивные потери в трансформаторе:

где ДРТ, ДРКЗ, IXX, UКЗ - табличные данные из справочника [3].

Полная нагрузка на линию находится по формулам:

(1.41)

где n - число трансформаторов,

РР и QР - данные из таблиц 6-1,6-2,6-3.

Данный расчет покажем на примере ТП-5 (вариант №1), значения расчетов остальных цехов сведем в таблицы 8-1, 8-2,8-3.

Данные трансформатора ТМ-630/10:

ДРХХ=1,68 кВт, ДРКЗ=7,6 кВт, IXX=2 %, UКЗ=5,5 %.

Активные и реактивные потери в трансформаторе:

Полная нагрузка на линию:

Потери мощности в трансформаторах (вариант №1) Таблица 8.1.

№ п/п	Наимено- вание ТП	Число и мощность трансфо-в	Рр, кВт	Qр, кВт	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Кз	Кз2	ДРт, кВт	ДQт, кВАр	Р'р, кВт	Q'р, кВАр	S'р, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	ТП - 1	2хТМ-400/10	483,3	116	1,08	5,5	2,1	4,5	0,621	0,386	3,203	15,3	490	146,7	511,21
2	ТП - 2	2хТМ-400/10	367,5	137,9	1,08	5,5	2,1	4,5	0,491	0,241	2,404	12,7	372	163,37	406,57
3	ТП - 3	2хТМ-250/10	234,6	93,5	0,74	3,7	2,3	4,5	0,505	0,255	1,684	8,62	238	110,74	262,47
4	ТП - 4	1хТМ-400/10	303	117,3	1,08	5,5	2,1	4,5	0,812	0,66	4,709	20,3	308	137,58	337,06
5	ТП - 5	1хТМ-630/10	423,2	148,4	1,68	7,6	2	5,5	0,712	0,507	5,531	30,2	429	178,56	464,43

Потери мощности в трансформаторах (вариант №2) Таблица 8.2.

№ п/п	Наимено- вание ТП	Число и мощность трансфо-в	Рр, кВт	Qр, кВт	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Кз	Кз2	ДРт, кВт	ДQт, кВАр	Р'р, кВт	Q'р, кВАр	S'р, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	ТП - 1	2хТМ-400/10	361,2	154,2	1,08	5,5	2,1	4,5	0,582	0,339	2,943	14,5	367	183,19	410,259
2	ТП - 2	2хТМ-250/10	283,4	90,9	0,74	3,7	2,3	4,5	0,357	0,128	1,213	7,19	286	105,28	304,597
3	ТП - 3	2хТМ-250/10	234,6	93,5	0,74	3,7	2,3	4,5	0,357	0,128	1,213	7,19	237	107,88	260,419
4	ТП - 4	1хТМ-400/10	303	117,3	1,08	5,5	2,1	4,5	0,582	0,339	2,943	14,5	306	131,8	333,124
5	ТП - 5	1хТМ-630/10	423,2	148,4	1,68	7,6	2	5,5	0,691	0,477	5,308	29,1	429	177,54	463,831
6	ТП - 6	1хТМ-250/10	206,3	74,8	0,74	3,7	2,3	4,5	0,357	0,128	1,213	7,19	208	81,988	223,122

Потери мощности в трансформаторах (вариант №3) Таблица 8.3.

№ п/п	Наимено- вание ТП	Число и мощность трансфо-в	Рр, кВт	Qр, кВт	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Кз	Кз2	ДРт, кВт	ДQт, кВАр	Р'р, кВт	Q'р, кВАр	S'р, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	ТП - 1	2хТМ-400/10	361,2	154,2	1,08	5,5	2,1	4,5	0,491	0,24	2,4055	12,74	366	179,68	407,73
2	ТП - 2	2хТМ-250/10	283,4	90,9	0,74	3,7	2,3	4,5	0,595	0,35	2,051	9,736	287,5	110,37	307,96
3	ТП - 3	2хТМ-250/10	234,6	93,5	0,74	3,7	2,3	4,5	0,505	0,26	1,6839	8,62	238	110,74	262,47
4	ТП - 4	1хТМ-400/10	303	117,3	1,08	5,5	2,1	4,5	0,812	0,66	4,7089	20,28	307,7	137,58	337,06
5	ТП - 5	1хТМ-400/10	319,446	119,376	1,08	5,5	2,1	4,5	0,853	0,73	5,0777	21,48	324,5	140,86	353,78
6	ТП - 6	1хТМ-250/10	206,3	74,8	0,74	3,7	2,3	4,5	0,878	0,77	3,5908	14,42	209,9	89,218	228,07
7	ТП - 7	1хТМ-160/10	103,7	20	0,51	2,65	2,4	4,5	0,66	0,44	1,6646	6,977	105,4	26,977	108,76

Выбор сечения кабельных линий напряжением выше 1 кВ

Передачу электроэнергии от источника питания до приёмного пункта промышленного предприятия осуществляется воздушными или кабельными линиями. Сечение проводов и жил выбирается по техническим и экономическим условиям.

К техническим условиям относятся выбор сечения по нагреву расчётным током, условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделению тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и после аварийном режимах.

Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведённые затраты которой будут минимальными.

Выбор сечения по нагреву осуществляется по расчётному току. Для параллельно работающих линий в качестве расчётного тока принимается ток после аварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным в зависимости от расчетного тока определяется ближайшее большее стандартное сечение. Это сечение приводится для конкретных условий среды и способа прокладки кабеля и проводов. Если условия применения проводов и кабелей отличается от приведённых, то длительно допустимые токовые нагрузки пересчитывают по формуле:

I'доп=Iдоп K1K2 (1.42)

где Iдоп - длительно допустимый ток одиночного кабеля (провода); K1 - коэффициент, учитывающий количество кабелей; К2 - коэффициент допустимой перегрузки кабельной линии.

При выборе сечения кабельной линий учитывают допустимые кратковременные перегрузки. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, для таких кабелей допускается перегрузки в течении 5 суток в пределах, указанных в таблицах справочника. Для кабелей с полиэтиленовой изоляцией и с поливинилхлоридной изоляцией перегрузки на время ликвидации аварий допустимы соответственно до 10 и 15%; при этом максимальная перегрузка допускается на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки в течении 5 суток, если в остальные периоды времени этих суток нагрузка не превышает номинальной. Перегрузка кабельных линий 20-35 кВ не допускается.

По условиям коронирования выбирают минимально допустимые сечения только для воздушных линий. Для жил кабелей самое малое стандартное сечение обеспечивает отсутствие коронирования.

Выбор сечения по механической прочности также не производится, так как минимальное стандартное сечение удовлетворяет этому условию. Для воздушной линии расчет сечения производится с учетом воздействия собственной массы, сил ветра и гололёда.

· По длительно допустимому току нагрузки:

, (1.43)

· По потере напряжения:

(1.44)

· По экономической плотности тока:

(1.45)

· По термической стойкости к токам КЗ:

 (1.46)

где tв - собственное время отключения выключателя,

tз - время срабатывания защиты,

б - температурный коэффициент зависящий от материала жилы,

tn - приведенное время срабатывания защиты,

I - установившееся значение периодического Iкз.

Пример расчёта кабельной линии проведем на линии Л-1 (ГПП-ТП1,5), вариант №1. По данным таблицы 8-1 определим номинальный и расчетный токи:

По справочнику [4] выбираем кабель ААШв с Iдоп=115 А, сечением 35 мм2. Т.к. в траншее проложено 2 кабелей, то к1=0,9, а к2=1,3 - коэффициент учитывающий перегрузки:

Iдоп?I'доп.ав.

115 А?80,33 А

Проверяем КЛ по экономической плотности:

SР = Ipн/jэ =46,99/1,4 =35 мм2 ,

где jэ=1,4 - экономическая плотность тока из табл.1.3.36. [5]

Sном принимаем 35 мм2

Проверяем КЛ по потери напряжения:

где, Lфакт=0,14 км; =0,6 км (по справочнику [4]); =5%

Условие выполняется Lдоп> Lфакт

Из всех условий выбираем наихудшее: кабель ААШв с сечением 35 мм2

Выбор кабелей остальных линий сведем в таблицы 9-1 (вариант 1), 9-2 (вариант 2) и 9-3 (вариант 3).

Выбор кабелей (вариант №1).

Таблица 9-1.

№ п/п	Наименование линии	Назначение линии	Расчетная нагрузка	l, м	Попр. коэф-ты к1·к2	Способ прокладки	Допустимая нагрузка	Sнагр, мм2	Sэ, мм2	S?U, мм2	марка, сечение и кол-во КЛ
			Iр.н.	Iр.ав.				I'доп.ав.	Iдоп.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
10 кВ
1	Л1	ГПП-ТП1,5	46,99	93,99	140	0,9	траншея	80,33	115	35	35	35	2хААШв(3*35)
2	Л2	ГПП-ТП2	19,58	39,17	175	0,8	траншея	37,66	90	25	16	25	2хААШв(3*25)
3	Л3	ГПП-ТП3	12,64	25,29	205	0,8	траншея	24,31	90	25	16	25	2хААШв(3*25)
4	Л4	ГПП-ТП4	32,47		25	1	траншея	32,47	90	25	25	25	1хААШв(3*25)
5	Л5	ТП1-ТП5	44,74		15	1	траншея	44,74	90	25	35	25	1хААШв(3*35)
1 кВ
6	Л6	ТП5-РП1	151,5		18	1	траншея	151,5	161	50		50	АВВГ(4*50)
7	Л7	ТП2-РП2	261,9		18	1	траншея	261,9	271,4	120		120	АВВГ(4*120)
8	Л8	ТП3-РП3	211,3		11	1	траншея	211,3	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
9	Л9	ТП3-РП4	100,1		22	1	траншея	100,1	105,8	25		25	АВВГ(4*25)
10	Л10	ТП1-РП5	251,9		30	1	траншея	251,9	271,4	120		120	АВВГ(4*120)
11	Л11	ТП4-РП6	228,2		15	1	траншея	228,2	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
12	Л12	ТП1-РП7	73,5		14	1	траншея	73,5	82,8	16		16	АВВГ(4*16)
13	Л13	ТП2-РП8	159,9		44	1	траншея	159,9	161	50		50	АВВГ(4*50)
14	Л14	ТП5-РП9	62,49		16	1	траншея	62,49	82,8	16		16	АВВГ(4*16)

Выбор кабелей (вариант №2).

Таблица 9-2.

№ п/п	Наименование линии	Назначение линии	Расчетная нагрузка	l, м	Попр. коэф-ты к1·к2	Способ прокладки	Допустимая нагрузка	Sнагр, мм2	Sэ, мм2	S?U, мм2	марка, сечение и кол-во КЛ
			Iр.н.	Iр.ав.				I'доп.ав.	Iдоп.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
10 кВ
1	Л1	ГПП-ТП1,5	42,11	84,21	140	0,9	траншея	71,974	90	25	35	25	2хААШв(3*25)
2	Л2	ГПП-ТП2,3	27,22	54,43	175	0,9	траншея	46,523	90	25	25	25	2хААШв(3*25)
3	Л3	ТП2-ТП3	12,54	25,09	22	0,9	траншея	21,443	90	25	25	25	2хААШв(3*25)
4	Л4	ГПП-ТП4	25,09		205	1	траншея	25,089	90	25	25	25	1хААШв(3*25)
5	Л5	ТП1-ТП5	44,69		25	1	траншея	44,685	90	25	35	25	1хААШв(3*35)
6	Л6	ГПП-ТП6	25,09		21	1	траншея	25,089	90	25	25	25	1хААШв(3*25)
1 кВ
7	Л7	ТП5-РП1	151,5		18	1	траншея	151,52	161	50		50	АВВГ(4*50)
8	Л8	ТП2-РП2	261,9		18	1	траншея	261,94	271,4	120		120	АВВГ(4*120)
9	Л9	ТП3-РП3	211,3		11	1	траншея	211,3	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
10	Л10	ТП3-РП4	100,1		22	1	траншея	100,12	105,8	25		25	АВВГ(4*25)
11	Л11	ТП4-РП5	228,2		15	1	траншея	228,25	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
12	Л12	ТП1-РП6	73,5		14	1	траншея	73,497	82,8	16		16	АВВГ(4*16)
13	Л13	ТП6-РП7	159,9		33	1	траншея	159,85	161	50		50	АВВГ(4*50)
14	Л14	ТП5-РП8	62,49		16	1	траншея	62,489	82,8	16		16	АВВГ(4*16)

Выбор кабелей (вариант №3).

Таблица 9-3.

№ п/п	Наименование линии	Назначение линии	Расчетная нагрузка	l, м	Попр. коэф-ты к1·к2	Способ прокладки	Допустимая нагрузка	Sнагр, мм2	Sэ, мм2	S?U, мм2	марка, сечение и кол-во КЛ
			Iр.н.	Iр.ав.				I'доп.ав.	Iдоп.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
10 кВ
1	Л1	ГПП-ТП1	19,64	39,28	140	0,9	траншея	33,57	75	16	16	16	2хААШв(3*16)
2	Л2	ГПП-ТП2	14,83	29,67	175	0,8	траншея	28,53	75	16	16	16	2хААШв(3*16)
3	Л3	ГПП-ТП3	12,64	25,29	205	0,8	траншея	24,31	75	16	16	16	2хААШв(3*16)
4	Л4	ГПП-ТП4	32,47		205	1	траншея	32,47	75	16	25	16	1хААШв(3*25)
5	Л5	ГПП-ТП5,7	44,56		25	1	траншея	44,56	75	16	35	16	1хААШв(3*35)
6	Л6	ГПП-ТП6	21,97		21	1	траншея	21,97	75	16	16	16	1хААШв(3*16)
7	Л7	ТП5-ТП7	10,48		20	1	траншея	10,48	75	16	16	16	1хААШв(3*16)
1 кВ
30	Л8	ТП2-РП1	261,9		18	1	траншея	261,9	271,4	120		120	АВВГ(4*120)
31	Л9	ТП3-РП2	211,3		11	1	траншея	211,3	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
32	Л10	ТП3-РП3	100,1		22	1	траншея	100,1	105,8	25		25	АВВГ(4*25)
33	Л11	ТП4-РП4	228,2		15	1	траншея	228,2	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
34	Л12	ТП1-РП5	73,5		14	1	траншея	73,5	82,8	16		16	АВВГ(4*16)
35	Л13	ТП6-РП6	159,9		33	1	траншея	159,9	161	50		50	АВВГ(4*50)
36	Л14	ТП7-РП7	62,49		16	1	траншея	62,49	82,8	16		16	АВВГ(4*16)

Разработка схемы внешнего электроснабжения

Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источника питания предприятия. Основным условием проектирования рациональной системы внешнего электроснабжения является надёжность, экономичность и качество электроэнергии в сети.

Экономичность определяется приведёнными затратами на систему электроснабжения. Надёжность зависит от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса, неправильная оценка которого может привести как к снижению надёжности системы электроснабжения, так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование.

При проектировании, как правило, разрабатывается несколько вариантов, наиболее целесообразным из которых определяется в результате технико-экономического сопоставления.

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятия, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

В зависимости от установленной мощности приёмников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВт и более), средней (от 5-7.5 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктам электроэнергии (ГПП, ГРП, РП). Если имеются потребители первой категории, то предусматривают секционирование шин приёмного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

Схемы с двумя и более приёмными пунктами применяют на предприятиях большой мощности с преобладанием потребителей первой категории, при наличии мощных и обособленных групп приёмников электроэнергии, при развитии предприятия этапами, когда питание второй очереди экономически целесообразно выполнять от отдельного приёмного пункта электроэнергии, а также в тех случаях, когда приёмные пункты выполняют одновременно функции РП и их установка экономически целесообразна.

Для предприятия средней и большой мощности, получающих питание от районных сетей 35, 110, 220, 330 кВ, широко применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубоких вводов, проходя по территории предприятия, имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняют по простой схеме: без выключателей и сборных шин на стороне высокого напряжения.

Наиболее дешевыми являются схемы с отделителями и короткозамыкателями. Распределение электроэнергии при таких схемах осуществляется на РУ вторичного напряжения 6(10) кВ ПГВ.

Глубокие вводы выполняются в виде магистральных ВЛ и в виде радиальных воздушных кабелей.

Магистральные глубокие вводы применяют при нормальной и мало загруженной окружающей среде, когда по территории предприятия можно провести воздушные линии напряжением 110-220 кВ и разместить ПГВ около основных групп потребителей электроэнергии.

Радиальные глубокие вводы применяют, при загрязненной окружающей среде. Кабельные радиальные вводы используются при невозможности прокладки воздушных линий и размещение более громоздких ответвительных подстанций 110-220 кВ. Радиальные схемы глубокого ввода обладают большей гибкостью и удобствами в эксплуатации по сравнению с магистральными, так как повреждение или ремонт одной линии или трансформатора не отражается на работе других подстанций.

Схемы глубокого ввода при своей максимальной простоте и дешевизне не уступает по надёжности схемам централизованного электроснабжения. Они применяются для любой категории.

В этой дипломной работе внешнее питание производится по двухцепной воздушной линии. Определим сечение проводов линии.

I= (1.47)

Iдоп>Iраб , 62 А>53 А

По справочнику выбираем марку провода АС-16.

Проверим провод по экономической плотности тока:

(1.48)

Окончательно выбираем провод АС-50.

Вычислим потери мощности в ЛЭП:

, (1.49)

, (1.50)

(1.51)

где Rлэп=r0·Lлэп=0,27·10=2,7 Ом, Хлэп=х0·Lлэп=0,4·10=4 Ом,

r0=0,27 Ом/км, х0=0,4 Ом/км - удельные сопротивления ВЛЭП АС-50 по [4].

Вычислим потери напряжения в ЛЭП:

, (1.52)

где Pпер=3,1 МВт,Qпер=0,8 МВАр - передаваемая по линии активная и реактивная мощность.

Наибольшая допустимая потеря напряжения в ЛЭП не должна превышать 10% от номинального значения, что и выполняется.

1.10 Технико-экономическое сравнение вариантов схем

Целью технико-экономических расчётов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и её элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна много вариантность решений задач, которая обусловлена широкой взаимозаменяемостью технических решений. В связи с этим требуется выполнение значительного числа трудоёмких вычислений, для автоматизации которых рекомендуется широко применять электронно-вычислительные машины (ЭВМ).

При технико-экономических расчётах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:

- технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметров, характеризующих каждый рассматриваемый вариант;

- экономические, при которых расчёт сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующий каждый рассматриваемый вариант.

Каждый рассматриваемый вариант должен соответствовать требованиям, предъявляемым к системе промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами, отраслевыми инструкциями и ПУЭ.

В технико-экономических расчётах используют укрупненные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения, а так же УПС сооружения подстанций в целом. В УПС не включены некоторые статьи расхода, поэтому их не применяют для определения реальной стоимости сооружения объекта, а используют при сравнительных расчётов вариантов. УПС основных элементов системы электроснабжения приведены в приложении к данному пособию.

В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчётов в качестве основного метода оценки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложения (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы. Экономические (стоимостные) показатели в большинстве случаев являются решающими при технико-экономических расчётах. Однако, если рассматриваемые варианты равноценны в отношении стоимостных показателей, предпочтение отдают варианту с лучшими техническими показателями.

При сравнении двух вариантов не всегда возникает необходимость в использовании срока окупаемости. Так, например, если один вариант имеет меньшие ежегодные эксплуатационные расходы и требует меньших капиталовложений (Сэ1<Сэ2, К1<К2), то он является экономически более выгодным. В варианте с равными капиталовложениями и разными эксплуатационными расходами наиболее экономичным будет вариант с меньшими эксплуатационными расходами. Если же капитальные вложения различны, а эксплуатационные расходы одинаковы, то предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капитальными затратами.