Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект

Электроснабжение первого механического завода

Введение

Основные тенденции развития электроэнергетики, в общем, схожи с тенденциями развития своего народного хозяйства. Одна из основных в последнее время - это энергосбережение. Постоянный рост цен на энергоносители, заставляет нас все чаще и чаще обращаться к вопросу о правильности и рациональности их использования.

В связи с этим в электроснабжении потребителей необходимо решать ряд важных задач: повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрение ресурсосберегающих технологий, совершенствование самой структуры энергопотребления, включающей в себя снижение непроизводительных расходов электроэнергии при ее передачи, распределение и потребление.

Вследствие решения, вышеперечисленных задач, происходит дальнейшее развитие и усложнение структуры систем электроснабжения, возрастают требования к экономичности и надежности их работы. Внедрение новых технологий, и в связи с этим применение нового оборудования предъявляет новые более высокие требования к качеству и надежности электроснабжения. Реакцией на это стало широкое внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на базе современной вычислительной техники. Растущая необходимость снижения человеческого влияния на работу систем электроснабжения, приводит к тому, что на всех этапах развития народного хозяйства, электроэнергетика будет оставаться самой энерговооруженной ее областью.

В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции - электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии. В России, как и в других западных странах, для производства и распределения электрической энергии используют трехфазный переменный ток частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока частотой 50 Гц обусловлено большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с сетями однофазного переменного тока, а также возможностью применения в качестве электропривода наиболее надежных, простых и дешевых асинхронных электродвигателей.

В качестве объекта исследования задана тема: «Электроснабжение первого механического завода». Питание осуществляется от подстанции энергосистемы, на которой установлено два трехобмоточных трансформатора мощностью 40000 кВА каждый, с первичным напряжением 110 кВ и вторичным - 35 и 10 кВ. Подстанция, как объект электроснабжения, рассчитывается для определенного количества приемников с определенными заданными нагрузками.

Разработка проекта электроснабжения промышленного предприятия начинается с изучения технологического процесса и его особенности. Проект электроснабжения представляет собой изображение сооружений и устройств, связанных с передачей электрической энергии от источника питания до электроприемников потребителя, представленное в схемах, чертежах, таблицах и описаниях. Все это создается в результате анализа исходных данных на основе расчетов и сопоставления вариантов. Основной задачей расчетов является нахождение оптимального решения. В проекте выполняются следующие работы: расчет нагрузок; выбор номинального напряжения; выбор трансформаторов подстанций и их размещение; выбор схем электрических сетей; расчет токов короткого замыкания; выбор коммутационной аппаратуры, выбор компенсирующих устройств.

1. Исходные данные на проектирование первого механического завода

1. Выполнить проект электроснабжения первого механического завода.

2. Питание завода может быть осуществлено от подстанции энергосистемы, расположенной в 10 км от завода. На подстанции установлены два трехобмоточных трансформатора по 40 МВА, напряжением 110/35/10 кВ.

3. Стоимость электрической энергии равна

4. Генплан прилагается, рис. 1.1.

5. Сведения об электрических нагрузках приведены в табл. 1.1.

6. Коэффициент индексации цен из справочников 80-х равный 35.

Рисунок 1.1 - Генплан первого механического завода

Таблица 1.1 - Электрические нагрузки завода

№	Наименование	Нагрузка	Сведения о нагрузке
1	Механический цех №1	3500 кВт	Установл. мощность
2	Механический цех №2	0,35 кВт/м2	Метр, пола цеха
3	Цех редукторов	0,4 кВт/м2	Метр, пола цеха
4	Инструментальный цех	0,25 кВт/м2	Метр, пола цеха
5	Цех сепараторов	0,6 кВт/м2	Метр, пола цеха
6	Электроцех	1300 кВт (1000+300)	Установл. мощность
7	Кислородная станция	800 кВт	Установл. мощность
8	Склад	0,1 кВт/м2	Метр, пола цеха
9	Паровозное депо	100 кВт	Установл. мощность
10	Клуб	150 кВт	Установл. мощность
11	Столовая	200 кВт	Установл. мощность
12	Малярный цех	150 кВт	Установл. мощность
13	Заводская лаборатория	400 кВт	Установл. мощность
14	Термический цех	1200 кВт	Установл. мощность
15	Деревообделочные мастерские	300 кВт	Установл. мощность
16	Склад	50 кВт	Установл. мощность
17	Скрапоразделочная	400 кВт	Установл. мощность
18	Литейная	5000 кВт	4000 кВт эл. печи 6кВ
19	Котельная	800 кВт	Установл. мощность
20	Испытательная станция	2400 кВт	Установл. мощность
21	Механический цех	0,3 кВт/м2	Метр, пола цеха
22	Гараж	100 кВт	Установл. мощность
23	Заводоуправление	200 кВт	Установл. мощность
24	Компрессорная (4630 кВт двигатели 6 кВ.)	2880 кВт	Установл. мощность
25	Склад готовой продукции	210 кВт	Установл. мощность
26	Термический цех (печи)	1400 кВт	Установл. мощность

2. Характеристика среды производственных помещений и характеристика потребителей электрической энергии по бесперебойности электроснабжения

Таблица 2.1 - Характеристика окружающей среды цехов завода и краткая характеристика основных потребителей электроэнергии по категории надежности электроснабжения

№ цеха	Наименование цеха	Характеристика производственной среды	Категория электроснабжения
1	Механический цех №1	Нормальная	II
2	Механический цех №2	Нормальная	II
3	Цех редукторов	Нормальная	II
4	Инструментальный цех	Нормальная	II
5	Цех сепараторов	Нормальная	II
6	Электроцех	Нормальная	III
7	Кислородная станция	Пыльная	I
8	Склад	Нормальная	III
9	Паровозное депо	Нормальная	III
10	Клуб	Нормальная	III
11	Столовая	Нормальная	III
12	Малярный цех	Пыльная	II
13	Заводская лаборатория	Нормальная	III
14	Термический цех	Жаркая	II
15	Деревообделочные мастерские	Пыльная	II
16	Склад	Нормальная	III
17	Скрапоразделочная	Нормальная	III
18	Литейная	Жаркая	I
19	Котельная	Жаркая	I
20	Испытательная станция	Нормальная	II
21	Механический цех	Нормальная	II
22	Гараж	Нормальная	III
23	Заводоуправление	Нормальная	III
24	Компрессорная (4630 кВт двигатели 6 кВ.)	Нормальная	II
25	Склад готовой продукции	Нормальная	III
26	Термический цех (печи)	Жаркая	II

Электроприёмники проектируемого завода, являются приёмниками трёхфазного тока промышленной частоты 50 Гц, напряжением 6 кВ, 380 В.

Потребители I-ой категории составляют 12% от общей нагрузки.

Потребители II-ой категории составляют 46% от общей нагрузки.

Потребители III-ей категории составляют 42% от общей нагрузки.

3. Расчет электрических нагрузок

3.1 Определение средних нагрузок цехов за максимально загруженную смену

трансформатор электрический нагрузка картограмма

Средние нагрузки силовых электроприёмников цехов определяются по установленной мощности и коэффициенту использования. Высоковольтное оборудование (выше 1000 В) учитывается отдельно. Расчет осветительной нагрузки выполняем по удельной мощности освещения. Принимаем, что используем лампы накаливания, то есть их характерный tg ц = 0.

Механический цех №1

Определим среднюю, активную нагрузку электроприемников цеха:

где Р_уст - установленная мощность электроприемников;

К_и - коэффициент использования, К_и=0,8 1:

Определим среднюю, реактивную нагрузку электроприемников цеха:

где tg =0,62 - соответствует характерному для электроприемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности:

Определим осветительную нагрузку цеха:

где p_уо - удельная мощность освещения, Вт/м^2;

F - площадь освещаемой поверхности, принятая по генплану предприятия;

к_с - коэффициент спроса осветительной нагрузки

Определим полную нагрузку цеха с учетом осветительной нагрузки:

Результаты расчета средних нагрузок остальных цехов предприятия, средние нагрузи по заводу до и выше 1000В, а также расчетная нагрузка освещения территории предприятия приведены в таблице 3.1.

Итого: средняя нагрузка по предприятию на 4-ом уровне электроснабжения, без учета компенсации реактивной мощности в цеховых ТП и потерь в трансформаторах цеховых ТП:

3.2 Определение максимальных нагрузок цехов

Максимальные нагрузки силовых электроприёмников цехов определяются по установленной мощности и средней величине коэффициента спроса.

Механический цех №1

Определим максимальную, активную нагрузку электроприемников цеха:

где К_с - коэффициент спроса, К_с=0,95 1:

Определим максимальную, реактивную нагрузку электроприемников цеха:

Определим осветительную нагрузку цеха:

Определим максимальную, полную нагрузку цеха с учетом осветительной нагрузки:

Результаты расчета максимальных нагрузок остальных цехов предприятия, максимальные нагрузи по заводу до и выше 1000В, а также расчетная нагрузка освещения территории предприятия приведены в таблице 3.2.

Итого: максимальная нагрузка по предприятию на 4-ом уровне электроснабжения, без учета компенсации реактивной мощности в цеховых ТП и потерь в трансформаторах цеховых ТП:

4. Картограмма и определение центра электрических нагрузок

Для выбора месторасположения цеховых подстанций и ГПП на генплане завода строится картограмма электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам

При построении картограммы необходимо знать расчётные силовые и осветительные нагрузки цехов, которые в данном случае могут быть определены по установленной (номинальной) мощности и коэффициенту спроса. Силовые нагрузки изображаются отдельными кругами. Считаем, что нагрузка по цеху распределена равномерна, поэтому центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех на плане.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора определяется из соотношения активных расчетных и осветительных нагрузок цехов.

Механический цех №1

Определим радиус окружности, характеризующий мощность приемников электроэнергии:

где Р_i - нагрузка объекта электроснабжения, (Р_расч+Р_осв);

m - масштаб для определения площади круга, принимаем

Определим угол сектора :



Результаты расчета остальных цехов производятся аналогично и сводятся в таблицу 4.1

Для определения места ГПП находится центр электрических нагрузок завода с помощью аналитического метода, основанного на сложении масс материальных частиц. На генплане произвольно наносятся оси координат. Координаты центра электрических нагрузок завода определяются по формулам

,

где X₀, Y₀ - координаты центра нагрузок завода;

x_i, y_i - координаты центра нагрузок i-ого цеха;

Р_расч. - расчетная, активная нагрузка i-ого цеха:

Таблица 4.1 - Определение центра электрических нагрузок

№ цеха	Наименование	Pрасч, кВт	Pрасч. осв., кВт	R, мм	, град	Pрасч. + Pрасч.осв. кВт	X	Y	(Pрасч. + Pрасч.осв.)*X	(Pрасч. + Pрасч.осв.)*Y
1	Механич.цех №1	3325	309,8	34,1	30,7	3634,8	22	49	79965,6	178105,2
2	Механич.цех №2	8968,8	343,9	54,5	13,3	9312,7	20	75,5	186254	703108,8
3	Цех редукторов	4306,9	153,9	37,7	12,4	4460,8	20	97,5	89216	434928
4	Инструмент.цех	1941,4	116,5	25,6	20,4	2057,9	20	110	41158	226369
5	Цех сепараторов	2867,9	68,4	30,6	8,4	2936,3	22	119	64598,6	349419,7
6	Электроцех	975	203,3	19,4	62,1	1178,3	17	140	20031,1	164962
7	Кислородн.ст-я	640	55,7	14,9	28,8	695,7	17	220	16416,9	153054
8	Склад	139,7	16,6	7,1	38,2	156,3	19	196	2969,7	30634,8
9	Паровозное депо	70	25,5	5,5	96,1	95,5	28	198,5	2674	18956,8
10	Клуб	105	43,7	6,9	105,8	148,7	63	153	9368,1	22751,1
11	Столовая	140	22,8	7,2	50,4	162,8	76	126,5	12372,8	20594,2
12	Малярный цех	90	23,9	6,02	75,5	113,9	76	104,5	8656,4	11902,6
13	Заводская лабор.	340	53,7	11,2	49,1	393,7	94	81	37007,8	31889,7
14	Термический цех	1020	17,2	18,2	5,9	1037,2	109	59	113054,8	61194,8
15	Деревообд.маст.	225	20,3	8,8	29,8	245,3	120	37	29436	9076,1
16	Склад	32,5	9,6	3,7	82,1	42,1	123,5	22	5199,4	926,2
17	Скрапоразделоч.	300	52,7	10,6	53,8	352,7	107,5	32	37915,3	11286,4
18	Литейная	950	496	21,6	123,5	1446	77	41,5	111342	60009
19	Котельная	560	28,2	13,7	17,3	588,2	148,5	16,5	87347,7	9705,3
20	Испытат.станция	1920	45,7	25,02	8,4	1965,7	170	28	334169	55039,6
21	Механич.цех	2698	120,7	29,9	15,4	2818,7	156,5	62	441126,6	174759,4
22	Гараж	65	24,1	5,3	97,4	89,1	138	89	12295,8	7929,9
23	Заводоуправлен.	140	27,9	7,3	59,8	167,9	117,5	101	19728,3	16957,9
24	Компрессорная	288	21,7	9,9	25,2	309,7	29,5	17,5	9136,2	5419,8
25	Склад гот. прод.	136,5	47,1	7,6	92,4	183,6	49	39	8996,4	7160,4
26	Термический цех	1190	27,2	19,7	8,04	1217,2	42	102	51122,4	124154,4
18	Эл.печи литейной 6кВ	3800		34,8		3800	77	41,5	292600	157700
24	Двигатели компрессорной 6кВ	2268		26,9		2268	29,5	17,5	66906	39690
Итого:					42262,5			2191064,9	3087685,1

5. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на цеховых ТП и выбор компенсирующих устройств в сетях до 1000В

5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

Основными требованиями при выборе числа и мощности силовых трансформаторов для ГПП и цеховых ТП являются: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум приведенных затрат. На первом механическом заводе электроприемники по бесперебойности электроснабжения относятся к потребителям I и II категории, поэтому цеховые ТП выполняются с двумя рабочими трансформаторами. Предусматривается раздельная работа трансформаторов. ТП размещаются в цехах с наибольшей нагрузкой.

Определим плотность нагрузки:

где Р_pi сумма средних, активных мощностей до 1000В по всем цехам без учета осветительной нагрузки территории завода;

F площадь всех цехов:

При плотности нагрузки до 0,2 кВт/м² рекомендуется принимать номинальную мощность трансформаторов 630 кВА, при плотности от 0,2 до 0,3 кВт/м² - 1000ч1600 кВА, а при плотности, свыше 0,3 кВт/м² - 1600ч2500 кВА.

Принимаем номинальную мощность трансформаторов 1600 кВА.

Определим минимальное число цеховых трансформаторов:



где Р_р - сумма средних, активных мощностей по всем цехам с учетом осветительной нагрузки завода,

k_з - коэффициент загрузки трансформаторов, принимаем k_з=0,8 так как основное технологическое оборудование относится ко II категории по надежности.

S_нт - номинальная мощность трансформатора;

N - добавка до ближайшего целого числа:

- Определим оптимальное количество трансформаторов:

где - добавка к минимальному числу трансформаторов до четного числа, так как на ТП устанавливаем по два трансформатора, согласно требованиям по надежности энергоснабжения.

В результате расчета получаем 16-ть двухтрансформаторных подстанции для питания цехов завода.

Расстановку производим так, чтобы трансформаторы были наиболее полно загружены на свою номинальную мощность с учетом коэффициента загрузки. Таким образом, каждая двухтрансформаторная ПС может быть загружена на мощность, определяемую по формуле:



Места размещения цеховых ТП и электроприемники подключенные к ним приведены в таблице 6.1. Нагрузка освещения территории завода распределена одинакова по всем ТП, то есть на каждую ТП приходится по 24 кВт. Цеховые ТП и РУ принимаются встроенного типа, то есть находятся на территории определенного цеха.

Таблица 5.1 - Место расположения ТП и потребители электроэнергии

№ТП	S, кВА	Место расположения ТП	Потребители электроэнергии, №	Средняя нагрузка потребителей
				Рсм, кВт	Qсм, квар
ТП-1	21600	Механич.цех №1	(1-68%) и 6,25% осв. терр. завода.	2138,7	1180,5
ТП-2	21600	Механич.цех №1	(1-32%), (2-10%), 24 и 6,25% осв. терр. завода.	2100,5	1226,3
ТП-3	21600	Механич.цех №2	(2-26,6%) и 6,25% осв. терр. завода.	2129,8	1248,7
ТП-4	21600	Механич.цех №2	(2-26,6%) и 6,25% осв. Терр.завода.	2129,8	1248,7
ТП-5	21600	Механич.цех №2	(2-26,6%) и 6,25% осв. терр. завода.	2129,8	1248,7
ТП-6	21600	Цех редукторов	(3-50%) и 6,25% осв. терр. завода.	1986,1	1652,1
ТП-7	21600	Цех редукторов	(3-50%) и 6,25% осв. терр. завода.	1986,1	1652,1
ТП-8	21600	Инструмент.цех	4 и 6,25% осв. терр. завода.	1853,5	1507,4
ТП-9	21600	Цех сепараторов	(2-10%), (5-30%) и 6,25% осв. терр. завода	1613,5	1136,3
ТП-10	21600	Цех сепараторов	(5-70%) и 6,25% осв. терр. завода.	1843,2	1558,8
ТП-11	21600	Электроцех	6,7,8,9 и 6,25% осв. терр. завода	1924,1	1299,4
ТП-12	21600	Термическ. цех №26	10,11,12,26 и 6,25% осв. терр. завода.	1484,1	1141,8
ТП-13	21600	Литейная	13,17,18,25 и 6,25% осв. терр. завода	2179,5	1100,9
ТП-14	21600	Термическ. цех №14	14,15,16,19,22,23 и 6,25% осв. терр. завода	2001,3	1427
ТП-15	21600	Механич.цех	(21-90%) и 6,25% осв. терр. завода	2153,4	1267,7
ТП-16	21600	Испытат.станция	20, (21-10%) и 6,25% осв. терр. завода	1988,9	1619,2

5.2 Выбор компенсирующих устройств в сетях до 1000В

ТП-1:

Определим наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1кВ:

Определим суммарную мощность конденсаторов необходимых к установке на ТП-1:

Определим дополнительную мощность конденсаторов:

где j = f(К_р1, К_р2). 3, К_р1 = 12, К_р2 = 3. Коэффициент j = 0,35:

Q_нк2 0, дополнительная установка конденсаторов в сети 380в не требуется.

На цеховых ТП устанавливаем комплектные конденсаторные установки марки УК - 0,38-150У3, единичная мощность которых Q_ед = 150 квар.

Определим число конденсаторов на ТП-1:

 Средняя реактивная нагрузка на трансформатор определяется как разность реактивной нагрузки на шинах ТП и мощности конденсаторных батарей:

Определим коэффициент загрузки трансформаторов:

Расчет реактивной мощности конденсаторов в сети 380В на других подстанциях производим аналогично. Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица 5.2 Компенсация реактивной мощности на цеховых ТП

№ТП	Марка комплектных конденсаторных батарей	Кол-во и мощность КБ, Qкб, квар	Кол-во и мощность тр-ров, кВА	Наибольш. реактивн мощность Qmax.т, квар	Суммарная мощность конденсатор Qнк, квар	Кз
ТП-1	УК - 0,38-150УЗ	4150	2 х 1600	666	514,5	0,69
ТП-2	УК - 0,38-150УЗ	3150	2 х 1600	778,1	448,2	0,67
ТП-3	УК - 0,38-150УЗ	4150	2 х 1600	693,9	554,8	0,69
ТП-4	УК - 0,38-150УЗ	4150	2 х 1600	693,9	554,8	0,69
ТП-5	УК - 0,38-150УЗ	4150	2 х 1600	693,9	554,8	0,69
ТП-6	УК - 0,38-150УЗ	4150	2 х 1600	1035,9	616,2	0,65
ТП-7	УК - 0,38-150УЗ	4150	2 х 1600	1035,9	616,2	0,65
ТП-8	УК - 0,38-150УЗ	2150	2 х 1600	1257,8	249,6	0,59
ТП-9	Не требуется		2 х 1600	1553,8	-417,5	0,62
ТП-10	УК - 0,38-150УЗ	3150	2 х 1600	1272,9	330,9	0,6
ТП-11	УК - 0,38-150УЗ	1150	2 х 1600	1146,9	152,5	0,61
ТП-12	Не требуется		2 х 1600	1677,8	-536	0,59
ТП-13	УК - 0,38-150УЗ	5150	2 х 1600	517,1	583,8	0,7
ТП-14	УК - 0,38-150УЗ	3150	2 х 1600	1006,2	420,8	0,64
ТП-15	УК - 0,38-150УЗ	4150	2 х 1600	616,8	650,9	0,69
ТП-16	УК - 0,38-150УЗ	4150	2 х 1600	1030,5	588,7	0,65

6. Проектирование системы внешнего электроснабжения

6.1 Выбор рационального напряжения питающей сети

Номинальное напряжение влияет на техническо-экономические показатели и технические характеристики. При увеличении номинального напряжения уменьшаются потери мощности и энергии, снижаются эксплутационные расходы, увеличиваются предельные мощности, передаваемые по линиям, и увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует меньших капитальных затрат, но увеличиваются эксплуатационные расходы за счёт увеличения потерь мощности и энергии. Поэтому целесообразно правильно выбирать номинальное напряжение. Целесообразное номинальное напряжение зависит от многих факторов. Таких как: мощность нагрузки; удаленность от источника питания, от расположения потребителей относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети и от способов регулирования напряжения.

Рациональное напряжение питающей линии приближенно определяется по номограммам в зависимости от передаваемой мощности и длины питающих линий.

По заданию расстояние от подстанции энергосистемы до завода 10 км. Согласно таблице области ориентировочных значений рационального напряжения [2], учитывающая расстояние питающей линии и нагрузку на ней, оптимальным является напряжение 110 кВ.

6.2 Технико-экономический расчет по выбору напряжения питающей сети

Рациональное напряжение в системе внешнего электроснабжения определяется технико-экономическими показателями. Целью технико-экономических расчётов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и её элементов.

При технико-экономических расчетах систем промышленного электроснабжения соблюдаются следующие условия сопоставимости вариантов:

1) Технические, при которых сравниваются только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.

2) Экономические, при которых расчет сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.

При разной надежности сравниваемых вариантов дополнительно учитывается ущерб от снижения надежности.

Каждый рассматриваемый вариант должен соответствовать требованиям, предъявляемым к системам промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами [3], отраслевыми инструкциями и ПУЭ.

В технико-экономических расчётах используют укрупнённые показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения, а также УПС сооружения подстанций в целом.

Рассмотрим три варианта электроснабжения:

1 вариант - электроснабжение по сети напряжением 35 кВ с установкой ГПП 35/10 кВ.

2 вариант - электроснабжение по сети напряжением 110 кВ с установкой ГПП 110/10 кВ.

Определим расчетные нагрузки на III, IV и V уровнях электроснабжения.

Расчетная нагрузка на III уровне:



где =1 - корректирующий коэффициент.

Расчетная нагрузка на IV уровне:

где Р_тр, Q_тр - потери в трансформаторах ТП;

Р_н - суммарная активная нагрузка по заводу выше 1000В.

Q_см - суммарная реактивная нагрузка по заводу выше 1000В.

где n_тр - количество трансформаторов цеховых ТП;

Р_хх, Р_кз, I_хх, U_к - технические данные трансформаторов ТП;

S_тр - номинальная мощность трансформатора ТП:

Расчетная нагрузка на V уровне:

где К_рм = 0,9 - коэффициент разновременности максимумов нагрузок:

где Q_э реактивная мощность, потребляемая из энергосистемы в часы максимума ее нагрузки:

Q - потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП:

Вариант 1

Электроэнергия до ГПП завода передаётся на напряжении 35 кВ.

– Определим номинальную мощность трансформаторов ГПП:



Выбираем ближайшие по стандарту трансформаторы с номинальной мощностью S_нт = 25000кВА.

Определим максимальный ток в линии:

Сечение проводов линии определим по экономической плотности тока. По ПУЭ для легкой промышленности время использования максимума нагрузки: Т_нб=4500 ч/год, следовательно плотность тока для неизолированного алюминиевого провода равна: j_эк = 1,1а/мм².

Принимаем ближайшее, стандартное сечение F_ст = 240мм².

- Определим затраты на постройку ЛЭП:

где К₀ - общая стоимость 1 км двухцепной линии на железобетонных опорах с одновременной подвеской двух цепей, 6;

L=10 км - длина линии по заданию;

K_уд - коэффициент удорожания принят равным 35:

- Определим капитальные вложения в трансформаторы ГПП:



где С_тр - стоимость одного трансформатора:

- Определим капитальные вложения в коммутационные аппараты ОРУ:

– Определим суммарные, капитальные вложения в 1 вариант:

– Определим потери мощности в линии:

где ДР_н = 176 кВт/км - потери мощности в линии на одну цепь при длительно допустимой нагрузке [6];

– Определим потери электроэнергии в линии:

Определим потери энергии в трансформаторах ГПП:



Определим стоимость ежегодных потерь электроэнергии:

где С_о =1,38 стоимость 1 кВтч электроэнергии.

Определим ежегодные эксплуатационные расходы:

где К_а, К_об - коэффициенты на амортизацию и отчисления на ремонт оборудования: Ка = 0,028 - для линий; Ка = 0,063 - для силового оборудования, Коб = 0,05:

Критерием экономичности является минимум приведенных затрат:

где Е_н - коэффициент экономической эффективности капиталовложений:

,

где Т_ок= 3 года - оптимальный срок окупаемости, который принимаем из условий возможного банковского кредита.

Вариант 2

Электроэнергия до ГПП завода передаётся на напряжении 110 кВ.

– Определим номинальную мощность трансформаторов ГПП:

Выбираем ближайшие по стандарту трансформаторы с номинальной мощностью S_нт = 25000кВА.

Определим максимальный ток в линии:

Сечение проводов линии определим по экономической плотности тока. По ПУЭ для легкой промышленности время использования максимума нагрузки: Т_нб=4500 ч/год, следовательно плотность тока для неизолированного алюминиевого провода равна: j_эк = 1,1а/мм².

Принимаем ближайшее, стандартное сечение F_ст = 95мм².

- Определим затраты на постройку ЛЭП:

где К₀ - общая стоимость 1 км двухцепной линии на железобетонных опорах с одновременной подвеской двух цепей, 6;

L=10 км - длина линии по заданию;

K_уд - коэффициент удорожания принят равным 35:

- Определим капитальные вложения в трансформаторы ГПП:

где С_тр - стоимость одного трансформатора:

- Определим капитальные вложения в коммутационные аппараты ОРУ:

– Определим суммарные, капитальные вложения в 1 вариант:

– Определим потери мощности в линии:

где ДР_н = 134 кВт/км - потери мощности в линии на одну цепь при длительно допустимой нагрузке [6];

Определим потери электроэнергии в линии:

Определим потери энергии в трансформаторах ГПП:

Определим стоимость ежегодных потерь электроэнергии:

где С_о =1,38 стоимость 1 кВтч электроэнергии.

Определим ежегодные эксплуатационные расходы:

где К_а, К_об - коэффициенты на амортизацию и отчисления на ремонт оборудования: Ка = 0,028 - для линий; Ка = 0,063 - для силового оборудования, Коб = 0,05:

Критерием экономичности является минимум приведенных затрат:

где Е_н - коэффициент экономической эффективности капиталовложений:

,

где Т_ок= 3 года - оптимальный срок окупаемости, который принимаем из условий возможного банковского кредита.

Технико-экономический расчет показал, что выбранное ранее по таблице области ориентировочных значений рационального напряжения, напряжение питающей сети 110кВ несет больше капитальных вложений в систему внешнего электроснабжения чем напряжение 35кВ, при сравнительно одинаковых эксплуатационных расходах и потерях. 1-й вариант выиграл и по минимуму приведенных затрат. Поэтому выбираем 1-й вариант и принимаем напряжение питающей сети внешнего электроснабжения 35кВ.

6.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ГПП завода

Если на предприятии есть потребители первой или второй категории питание необходимо осуществлять как минимум от двух трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы один трансформатор мог обеспечить работу в аварийном режиме с допустимой длительной перегрузкой на 40% в течение не более пяти суток, каждые сутки по шесть часов, исходя из нормальной загрузки на 70%.

Основными требованиями при выборе числа трансформаторов подстанции является: надежность электроснабжения потребителей, а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.

Надежность электроснабжения потребителей I категории достигается за счет наличия двух независимых источников питания, при этом обеспечивают резервирование питания и всех других потребителей.

При питании потребителей I категории от одной подстанции необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов выбирают так, чтобы при выходе из строя одного из них второй (с учетом допустимой нагрузки) обеспечивал питание всех потребителей I категории. Резервное питание потребителей I категории вводится автоматически. Потребителей II категории обеспечивают резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала.

На первом механическом заводе имеются потребители нагрузки I категории 12%, II категории 46%. Следовательно, на подстанции следует устанавливать не менее двух трансформаторов.

Определим номинальную мощность трансформаторов ГПП:

где S_р расчётная, полная мощность завода, кВА:

Выбираем ближайшие по стандарту трансформаторы типа ТДТН-25000/35.

Таблица 6.3 - Технические данные трансформатора

Тип трансформатора	, кВА	Потери, кВт	, %	, %
ТДТН-25000/35	25000	25	115	10,5	0,65

Выбранный трансформатор проверяем по условиям:

Загрузка в номинальном режиме:

Коэффициент экономической нагрузки:

где P_xx потери мощности холостого хода;

P_кз потери мощности короткого замыкания;

К_пп коэффициент повышения потерь при передаче реактивной мощности, который зависит от удаления ГПП от энергосистемы, (К_пп=0,02-0,13);

Q_хх потери реактивной мощности холостого хода;

Q_кз потери активной мощности короткого замыкания:

Условием правильной загрузки трансформаторов будет: K_ЗК_З.Э.

 Перегрузочная способность трансформатора при аварийном отключении одного из них:

Выбранные трансформаторы удовлетворяют всем условиям, поэтому принимаем к установке на ГПП завода трансформаторы типа ТДТН-25000/35.

7. Проектирование системы внутреннего электроснабжения

7.1 Расчет токов короткого замыкания

Расчет тока короткого замыкания проводится для выбора силовой коммутационной аппаратуры. Для определения мощности отключения головных выключателей необходимо знать значения номинального тока и определить ток трёхфазного короткого замыкания на шинах РУ 6 кВ. Так как он будет иметь максимальное значение. Составляем схему замещения и определяем параметры в относительных единицах.

Зададимся базисными условиями для ГПП:

S_б = 100 МВА; U_б.вн = 37 кВ; U_б.нн = 6,3 кВ.

Данные питающей линии: l_w = 10 км; Х₀ = 0,4 Ом/км - для воздушных линий.

Таблица 7.2 - Данные трансформаторов РПП и ГПП

Тип трансформатора	В-С	В-Н	С - Н	Uк.в,%
ТДТН-40000/110	11	12,5	7,5	-
ТРДНС-25000/35	-	-	-	10,5

Определим напряжения короткого замыкания для трансформаторов РПП:

Определим сопротивления элементов схемы замещения:



Определим базисные токи:

Определим эквивалентные сопротивления прямой последовательности:

Определим установившееся значение тока трехфазного КЗ:

Определим значение ударного тока трехфазного КЗ:



где К_уд⁽³⁾ = 1,8 - для источников удаленных от места КЗ хотя бы на одну трансформацию:

Таблица 7.3 - Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ	Iб, кА.	Х, Ом.	Iк(3), кА.	Iуд(3), кА.
К-1	1,56	0,565	2,76	7,03
К-2	9,17	0,985	9,3	23,7

7.2 Выбор силовой коммутационной аппаратуры

Выбор высоковольтных выключателей на стороне ВН ГПП 35кВ

Чтобы выбрать выключатели, устанавливаемые на подстанции необходимо вычислить максимально возможный длительный ток на стороне ВН:

где S₆ - максимальная нагрузка на первичном напряжении ГПП, кВА

Выбираем элегазовые выключатели ВГБЭ-35-12,5/630.

Производим проверку выключателей на отключающую способность, термическую и электродинамическую устойчивость.

Таблица 7.4 - Выбор выключателей ВН ГПП

Расчётные данные	Каталожные данные	Условие выбора
	Тип выключателя ВГБЭ-35-12,5/630
Uном = 35 кВ	Uном.выкл = 35 кВ	Uном.выкл Uном
Iраб,max.ВН=557,5 А	Iном.выкл = 630 А	Iном.выкл Iраб.max.ВН
Iк(3) = 2,76 кА	Iном.откл = 12,5 кА	Iном.откл Iк(3)
iуд(3)= 7,03 кА	Iэл.дин = 63 кА	Iэл.дин iуд(3)
I» = 2,76 кА	Iтер = 12,5 кА	Iтер I»

Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям. Принимаем к установке на ВН ГПП 3 выключателя типа ВГБЭ-35-12,5/630.

Выбор высоковольтных выключателей на стороне НН ГПП 6кВ

Определим максимальный рабочий ток на стороне НН ГПП:

где S₅ - максимальная нагрузка на вторичном напряжении ГПП, кВА

Выбираем маломасляные выключатели МГГ-10-4000-45УЗ.

Производим проверку выключателей на отключающую способность, термическую и электродинамическую устойчивость.

Таблица 7.5 - Выбор выключателей НН ГПП

Расчётные данные	Каталожные данные	Условие выбора
	Тип выключателя МГГ-10-4000/45УЗ
Uном = 6 кВ	Uном.выкл = 10 кВ	Uном.выкл Uном
Iраб,max.НН=3251,8 А	Iном.выкл = 4000 А	Iном.выкл Iраб.max.ВН
Iк(3) = 9,3 кА	Iном.откл = 45 кА	Iном.откл Iк(3)
iуд(3)= 23,7 кА	Iэл.дин = 120 кА	Iэл.дин iуд(3)
I» = 9,3 кА	Iтер = 45 кА	Iтер I»

Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям. Принимаем к установке на НН ГПП 3 выключателя типа МГГ-10-4000/45УЗ.

Выбор кабельных линий распределительной сети питающих ТП и РП

Расчётная нагрузка распределительной сети 6 кВ определяется по расчётным нагрузкам на шинах 380В цеховых подстанций с учётом потерь мощности в трансформаторах.

ТП-8:

Определим расчетную нагрузку:

где Р_нг, Q_нг - активная и реактивная нагрузка подстанции;

Р_тр, Q_тр - потери в трансформаторах подстанции:

где Р_хх, Р_кз, I_хх, U_к - каталожные данные трансформаторов ТМ-1600/6:

Для каждой линии определяется рабочие токи в нормальном и аварийном (когда одна из двух цепей отключена) режимах.

Определим расчетный ток в линии в нормальном режиме:

Определим расчетный ток в линии в аварийном режиме:

Для остальных подстанций расчет аналогичен и сведен в таблицу.

Таблица 7.6 - Определение расчетных токов кабельных линий

№ПС	ДРтр, кВт	ДQтр, квар	Рр, кВт	Qр, квар	Iраб.кл, А
ТП-1	25,8	144,2	2164,5	1324,7	122,2
ТП-2	25,7	143,3	2120,2	1369,6	121,8
ТП-3	26,2	146,4	2126,2	1395,1	123,6
ТП-4	26,2	146,4	2126,2	1395,1	123,6
ТП-5	26,2	146,4	2126,2	1395,1	123,6
ТП-6	28,1	156,3	2014,2	1808,4	130,4
ТП-7	28,1	156,3	2014,2	1808,4	130,4
ТП-8	24,9	139,7	1878,4	1647,1	120,2
ТП-9	19,15	108,5	1632,7	1244,8	98,9
ТП-10	25,4	141,8	1868,6	1700,6	121,6
ТП-11	23,9	134,3	1948	1433,7	116,4
ТП-12	17,9	101,9	1502	1243,7	93,8
ТП-13	25,8	144,1	2205,8	1245	121,9
ТП-14	26,1	145,4	2027,4	1572,4	123,5
ТП-15	26,7	148,9	2180,1	1416,6	125,1
ТП-16	27,8	154,7	2016,7	1773,9	129,3

Сечение кабельных линий для ТП выбираются по экономической плотности тока:

Согласно [3] для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки Т=4500 ч/год экономическая плотность тока равна j=1,4 А/мм2.

Выбираем кабель с сечением жил 95 мм² при прокладке в траншее.

Проверим выбранный кабель по нагреву, термической стойкости и потерям напряжения.

По нагреву:

где I_доп - допустимый длительный ток 1;

k_пер - коэффициент перегрузки ПЭЭП (1,0-1,25);

k_сп - способ прокладки, 1;

k_пар - количество рядом лежащих кабелей в траншее, 3:

Выбранный кабель сечением F_ст = 95 мм² проходит проверку по нагреву.

По термической стойкости:

где t_расч = t_защ + t_в

t_защ = 0,1 с - время срабатывания защиты.

t_в = 0,04 с - полное время отключения выключателей 6 кВ.

Т_а = 0,045 с - постоянная времени цепи КЗ (для системы связанной с шинами 6 кВ через трансформатор S = 25 МВА).

Выбранный кабель сечением F_ст = 95 мм² проходит проверку на термическую стойкость.

По потерям напряжения:

Определим активное и реактивное сопротивление ЛК4:

где r_o, х_о - погонное, активное и реактивное сопротивление кабельной линии 6.

или

Выбранный кабель сечением F_ст = 95 мм² проходит проверку на потерю напряжения. Для остальных кабельных линий расчет производится аналогично и заносится в таблицу.

Таблица 7.7 Проверка радиальных КЛ по нагреву, термической стойкости и потере напряжения

№ линии	Fэк, мм2	Iраб.max.кл, А	Fст, мм2	Iдоп, А	r0, Ом/км	x0, Ом/км	R, Ом	X, Ом	lлин, км	ДUn/ав, %
КЛ1	87,3	244,4	95	255	0,329	0,081
КЛ2	87	243,6	95	255	0,329	0,081
КЛ3	88,3	247,2	95	255	0,329	0,081
КЛ4	88,3	247,2	95	255	0,329	0,081
КЛ5	88,3	247,2	95	255	0,329	0,081
КЛ6	93,1	260,8	120	295	0,261	0,08
КЛ7	93,1	260,8	120	295	0,261	0,08
КЛ9	70,6	197,8	70	210	0,447	0,082
КЛ10	86,9	243,2	95	255	0,329	0,081
ЛК4	85,6	240,4	95	255	0,329	0,081	0,056	0,014	0,345	0,7
ЛК6	83,1	232,8	95	255	0,329	0,081	0,1	0,03	0,680	1,3
ЛК7	67	187,6	70	210	0,447	0,082	0,08	0,014	0,350	0,76
ЛК8	87,1	243,8	95	255	0,329	0,081	0,02	0,005	0,128	0,28
ЛК9	88,2	247	95	255	0,329	0,081	0,04	0,01	0,280	0,54
ЛК10	89,4	250,2	95	255	0,329	0,081	0,07	0,018	0,450	0,99
ЛК11	92,4	258,6	120	295	0,261	0,08	0,074	0,02	0,570	1,03

Таблица 7.8 Проверка магистральных КЛ по нагреву, термической стойкости и потере напряжения

№ линии	Fэк, мм2	Iраб.max.кл, А	Fст, мм2	Iдоп, А	r0, Ом/км	x0, Ом/км	R, Ом	X, Ом	lлин, км	ДUn/ав, %
ЛК1	174	488	240	570	0,13	0,077	0,02	0,01	0,340	0,63
ЛК2	264,8	741,6	2240	1140	0,13	0,077	0,01	0,008	0,200	0,54
ЛК3	186,3	521,6	240	570	0,13	0,077	0,02	0,01	0,300	0,65
ЛК5	157,5	441	240	570	0,13	0,077	0,03	0,015	0,405	0,83

Выбираем на магистральных линиях кабель марки ПВАШв, на радиальных линиях кабель марки ААШв, способ прокладки в земле (траншее)

Выбор высоковольтных выключателей на шинах НН ГПП

Для магистральных линий расчет проводим по наиболее загруженной линии ЛК2. I_{раб.max.ЛК2} = 741,6А. Выбираем вакуумные выключатели ВВТЭ-10-20/1000УХЛ2. Производим проверку выключателей на отключающую способность, термическую и электродинамическую устойчивость.

Таблица 7.9 - Выбор выключателей на шинах НН ГПП для магистральных линий

Расчётные данные	Каталожные данные	Условие выбора
	Тип выключателя ВВТЭ-10-20/1000УХЛ2
Uном = 6 кВ	Uном.выкл = 10 кВ	Uном.выкл Uном
Iраб,max.ЛК2=741,6 А	Iном.выкл = 1000 А	Iном.выкл Iраб.max.ВН
Iк(3) = 9,3 кА	Iном.откл = 20 кА	Iном.откл Iк(3)
iуд(3)= 23,7 кА	Iэл.дин = 52 кА	Iэл.дин iуд(3)
I» = 9,3 кА	Iтер = 20 кА	Iтер I»

Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям. Принимаем к установке на шинах НН ГПП для магистральных линий 8 выключателей типа ВВТЭ-10-20/1000УХЛ2.

Для радиальных линий расчет проводим по наиболее загруженной линии ЛК11. I_{раб.max.ЛК11} = 258,6А. Выбираем вакуумные выключатели ВВТЭ-10-10/630У2. Производим проверку выключателей на отключающую способность, термическую и электродинамическую устойчивость.

Таблица 7.10 - Выбор выключателей на шинах НН ГПП для радиальных линий

Расчётные данные	Каталожные данные	Условие выбора
	Тип выключателя ВВТЭ-10-10/630У2
Uном = 6 кВ	Uном.выкл = 10 кВ	Uном.выкл Uном
Iраб,max.ЛК11=258,6 А	Iном.выкл = 630 А	Iном.выкл Iраб.max.ВН
Iк(3) = 9,3 кА	Iном.откл = 10 кА	Iном.откл Iк(3)
iуд(3)= 23,7 кА	Iэл.дин = 25 кА	Iэл.дин iуд(3)
I» = 9,3 кА	Iтер = 10 кА	Iтер I»

Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям. Принимаем к установке на шинах НН ГПП для радиальных линий 14 выключателей типа ВВТЭ-10-10/630У2.

Выбор кабелей напряжением 380 В вне корпусов

В корпусах расположены силовые пункты (СП), которые подключены к ближайшей ТП с помощью кабелей напряжением 380 В, проложенных вне помещений. Выбор кабелей производится по расчётной нагрузке и по допустимому току нагрева.

где S_р - расчетные нагрузки цехов.

где I_доп - допустимый ток по условиям нагрева, согласно выбранному сечению;

К_с - коэффициент, учитывающий количество кабелей проложенных вместе;

К_пер - коэффициент допустимой перегрузки кабеля.

Таблица 7.11 Выбор кабелей напряжением 380 В

№ линии	Направление	Sр, кВА	Iраб. макс, А	I*доп, А	кол-во	Кс	Кпер	Iдоп, А	Fст, мм2
ЛК13	ТП1 - цех №24	355,1	513,1	345	2	0,9	1,15	714,2	185
ЛК14	ТП11-цех №7	788,6	1139,5	345	4	0,9	1,15	1428,3	185
ЛК15	ТП11-цех №8	174,8	252,6	270	1	0,9	1,15	279,5	120
ЛК16	ТП11-цех №9	118,2	170,8	200	1	0,9	1,15	207	70
ЛК17	ТП12-цех №10	181,5	262,3	270	1	0,9	1,15	279,5	120
ЛК18	ТП12-цех №11	200,3	289,5	305	1	0,85	1,15	298,2	150
ЛК19	ТП12-цех №12	140,5	196,2	200	1	0,9	1,15	207	70
ЛК20	ТП13-цех №13	441,4	637,9	345	2	0,9	1,15	714,2	185
ЛК21	ТП13-цех №17	414	598,3	305	2	0,9	1,15	631,4	150
ЛК22	ТП13-цех №25	197,2	284,9	305	1	0,9	1,15	298,2	150
ЛК23	ТП14-цех №15	295	426,3	240	2	0,9	1,15	496,8	95
ЛК24	ТП14-цех №16	45,5	64,7	65	1	0,9	1,15	67,3	10
ЛК25	ТП14-цех №19	635,9	918,9	345	3	0,9	1,15	1071,2	185
ЛК26	ТП14-цех №22	109,5	158,2	165	1	0,9	1,15	170,8	50
ЛК27	ТП14-цех №23	219,2	316,8	345	1	0,9	1,15	357,1	185

• На отходящих линиях НН ТП выбираем автоматические выключатели марки Э016В.
• Выбор высоковольтных выключателей для питания синхронных ЭД

Определим наибольший рабочий ток:

Выбираем выключатели ВБЭ-10-20/630. Производим проверку выключателей на отключающую способность, термическую и электродинамическую устойчивость.

Таблица 7.12 - Выбор выключателей питающих СД компрессорной

Расчётные данные	Каталожные данные	Условие выбора
	Тип выключателя ВБЭ-10-20/630
Uном = 6 кВ	Uном.выкл = 10 кВ	Uном.выкл Uном
Iраб,max.СД=277,8 А	Iном.выкл = 630 А	Iном.выкл Iраб.max.ВН
Iк(3) = 9,3 кА	Iном.откл = 20 кА	Iном.откл Iк(3)
iуд(3)= 23,7 кА	Iэл.дин = 51 кА	Iэл.дин iуд(3)
I» = 9,3 кА	Iтер = 20 кА	Iтер I»

Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям. Принимаем к установке для питания СД компрессорной 3 выключателя типа ВБЭ-10-20/630.

Выбор кабельных линий питающих СД

Определим расчетный ток на РУ СД:

Определим приемлемое сечение кабельной линии:

Выбираем кабель с сечением жил 95 мм² при прокладке в траншее.

Произведем проверку кабеля.

Определим наибольший рабочий ток:

где I_доп - допустимый длительный ток 3;

k_пер - коэффициент перегрузки ПЭЭП (1,0-1,25);

k_сп - способ прокладки, 1;

k_пар - количество рядом лежащих кабелей в траншее, 3:

Принимаем к установке кабель ААШв.

8. Компенсация реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности на шинах НН ГПП может осуществляться синхронными двигателями и конденсаторными батареями.

Определим мощность компенсируемую СД и конденсаторными батареями:

где Q_сд - мощность компенсированная синхронными двигателями;

Q_кб - мощность компенсированная конденсаторными батареями;

Определим генерируемую СД реактивную мощность:

где К_з - коэффициент загрузки синхронного двигателя по активной мощности;

Р_уст - установленная мощность всех высоковольтных синхронных двигателей.

Коэффициент мощности системы на шинах ГПП cosц_с = 0,95

Определим реактивную мощность получаемая от системы:

где ДР_тр.ГПП = 336 кВт - потери активной мощности в трансформаторах ГПП, принимается равным 1% от Р_рV.

Определим мощность конденсаторных батарей устанавливаемых на шинах ГПП:



где ДQ_тр.ГПП = 3362,8 квар - потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, принимается равным 10% от Р_рV. Эта мощность участвует в балансе реактивной мощности ГПП, ее необходимо учесть, т.к. cos ц_с = 0,95 задан для шин ВН ГПП.

Принимаем высоковольтные конденсаторные установки УКП - 6,3-500У3 с единичной номинальной мощностью 500 квар.

Определим количество конденсаторных батарей:

Результат расчета сведем в таблицу

Таблица 8.1 - Компенсация реактивной мощности

Вид ПС	Марка комплектных конденсаторных батарей	Кол-во и мощность КБ, Qкб, квар	Кол-во и мощность тр-ров, кВА	Мощность компенсированная конденсаторными батареями, Qкб, квар
ГПП	УКП - 6,3-500У3	37 х 500	2 х 25000	18615,7

9. Описание принятой схемы электроснабжения первого механического завода

Электроснабжение первого механического завода осуществляется от РПП энергосистемы по воздушной линии 35 кВ, провод марки АС-240/39 на железобетонных двухцепных опорах с одновременной подвеской двух цепей, длина линии 10 км. ГПП завода расположена между корпусами №18,2,13 со смещением от найденного центра электрических нагрузок в сторону источника питания.

На основании картограммы электрических нагрузок потребители электроэнергии напряжением до и выше 1000В распределяются между цеховыми ТП по принципу разукрупнения. Размещение цеховых ТП, РУ и СП приведено на генплане завода.

На ГПП установлены трансформаторы ТДТН-25000/35 мощностью по 25 МВА обеспечивающие необходимое резервирование всей нагрузки первого механического завода. Оборудование ГПП на напряжение 35 кВ установлено открыто.

Оборудование на 6 кВ расположено в ЗРУ. На стороне вторичного напряжения, ГПП имеет схему с одинарной системой сборных шин, секционированной выключателем с устройством АВР. Выключатели на первичном - элегазовые марки ВГБЭ-35-12,5/630, на вторичном напряжении - маломаслянные марки МГГ-10-4000/45УЗ, в выкатном исполнении. На шинах вторичного напряжения ГПП, помимо других электрических присоединений имеются конденсаторные батареи, мощность которых обеспечивает заданный энергосистемой коэффициент мощности.

От ГПП по магистральным и радиальным кабельным линиям 6 кВ запитано 16 цеховых ТП и 6 РУ. Распредустройства 6 кВ служат для обслуживания двигателей 6 кВ расположенных в компрессорной станции, для питания печей в термическом цеху и для запитки отдельных ТП находящихся в одном корпусе.

Все цеховые ТП выполнены однотипно с двумя трансформаторами ТМ-1600/6 с вторичным напряжением 0,4 кВ и раздельным режимом работы трансформаторов. Питание цеховых ТП осуществляется по радиальным и магистральным схемам. Каждая цеховая ТП запитана от разных секций шин ГПП. На стороне 0,4 кВ имеется секционный автомат с устройством АВР. Цеховые ТП размещены в цехах: №1,2,3,4,5,6,14,18,20,21,26 приемники электроэнергии остальных цехов получают питание от шин ТП ближайших цехов по кабельным линиям 0,4 кВ. Цеховые ТП расположенные в одном цеху, получают питание по магистральной схеме, а ТП размещенные в разных направлениях от ГПП питаются по радиальные схемами. Количество конденсаторных батарей подключенных к цеховым ТП выбрано с учетом обеспечения допустимой по требованиям надежности загрузки трансформаторов.

Синхронные двигатели подключены к РП5. На вводе установлены вакуумные выключатели типа ВБЭ-10-20/630. РУ запитаны от разных секций шин ГПП, между секциями РУ имеется вакуумный выключатель с устройством АВР.

Литература

трансформатор электрический нагрузка картограмма

1. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. Кн. 2. Технические сведения об оборудовании. М., «Энергия», 1973 - 528 с.

2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. Кн. 1. Проектно-расчетные сведения. М., «Энергия», 1973 - 520 с.

3. Правила устройства электроустановок. 7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005.

4. Кудрин В.И. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1995.

5. Расчеты по электроснабжению потребителей электроэнергии: Учеб. пособие / А.Н. Шаткин: СГТУ, Саратов, 1993 - 88 с.

6. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. - М.:Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

7. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Под ред. Неклепаева Б.Н.

Размещено на Allbest.ru