Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Технологический процесс

1.1 Общая характеристика производства

1.2 Производство технического углерода (сажи)

1.3 Энерготехнологическая схема в производстве технического углерода

1.4 Производство электроэнергии

2. Выбор напряжения электрической сети

3. Определение расчетных электрических нагрузок

3.1 Расчетные нагрузки структурных подразделений (СПП) предприятия

3.2 Расчет осветительной нагрузки цехов

3.3 Расчетная нагрузка всего завода

4. Определение количества и мощности трансформаторов

4.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

4.2 Определение мощности КУ напряжения до и выше 1 кВ

4.3 Выбор варианта количества цеховых трансформаторов

4.4 Выбор местоположения и мощности трансформаторов ГПП

4.5 Картограмма нагрузок

4.6 Определение количества трансформаторов в каждом цехе

4.7 Выбор мощности компенсирующих устройств

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчетная схема

5.2 Схема замещения и его параметры

5.3 Определение токов короткого замыкания

6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения и ее параметров

6.1 Выбор схемы распределительной сети 6 кВ

6.2 Выбор кабелей внутризаводской системы электроснабжения

6.3 Технико-экономические показатели и сравнение двух вариантов схем

7. Выбор оборудования аппаратов системы электроснабжения предприятия

7.1 Выбор ограничителей перенапряжения

7.2 Выбор и проверка выключателей напряжением 110 кВ

7.3 Выбор и проверка разъединителей

7.4 Выбор трансформаторов тока

7.5 Выбор трансформаторов напряжения

7.6 Выбор шин и изоляторов

7.7 Выбор заземлителей

7.8 Выбор выключателей на стороне 6,3 кВ

8. Определение расчетных электрических нагрузок

8.1 Выбор схемы электроснабжения цеха

8.2 Расчет электрических нагрузок

8.3 Выбор кабелей питающих электроприемники

8.4 Выбор пуско-защитной аппаратуры

9. Релейная защита и автоматика

9.1 Общие вопросы релейной защиты

9.2 Параметры релейной защиты

9.3 Выбор источника оперативного тока

9.4 Защита цеховых трансформаторов

9.5 Расчет релейной защиты цехового трансформатора

10. Безопасность жизнедеятельности

10.1 Характеристика проектируемого объекта. Производственная санитария

10.2 Мероприятия по обеспечению безопасности оборудования. Электробезопасность

10.3 Пожарная безопасность

10.4 Охрана окружающей среды

10.5 Мероприятия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций

11. Расчет защитного заземления насосной оборотного водоснабжения

11.1 Выбор системы освещения и освещенности насосной оборотного водоснабжения

11.2 Светотехнические характеристики проектируемого освещения

11.3 Расчет и выбор схемы питания

12. Экономическая часть

12.1 Определение КПД системы электроснабжения

12.2 Капитальные затраты проектируемой сети

12.3 Затраты на организацию обслуживания

12.4 Определение технико-экономических показателей

13. Энергоэффективность

13.1 Энергоэффективность предприятия

13.2 Энергосберегающие технологии в электроосвещении

13.3 Энергосберегающие технологии в электроприводе

Заключение

Список использованной литературы

электроснабжение завод трансформатор изолятор

Введение

Дипломное проектирование является заключительным этапом обучения студента в вузе. Оно позволяет наряду с систематизацией и закреплением теоретических знаний, полученных в процессе обучения, всесторонне расширить и углубить их в процессе проектирования системы электроснабжения предприятия, соответствующего специальности будущего инженера-электрика.

Темой дипломного проекта является "Электроснабжение завода технического углерода".

Данный дипломный проект содержит как описательную, так и расчетные и графические части, связанную с выбором системы электроснабжения и соответствующим выбором электрооборудования, КЛ, схем и аппаратов РЗиА как элементов этой системы.

Несмотря, на то, что методика проектирования еще осталось со времен СССР и проект сам является учебным, сама тематика и цель проектирования заставляют применять современное оборудование, составлять варианты схем электроснабжения, а также анализировать возможности применения энергосберегающих технологий и делать робкие шаги анализа технологических процессов в целях снижения энергоемкости производства технического углерода.

Целью данного дипломного проекта является разработка схемы электроснабжения предприятия, выбор его параметров, оборудования. На основании расчетов выполнения требуемой части графических работ, а также произвести анализ возможности снижения энергоемкости производства технического углерода, разработать и рекомендовать на применение методы снижения энергопотребления на проектируемом предприятии.

В системе цехового распределения электроэнергии настоящим проектом предусмотрено широкое использование комплектных распределительных устройств и подстанций, что обеспечивает гибкую, экономичную и надежную систему распределения электроэнергии. При этом широко используются современные системы автоматики, микропроцессорные и надежные устройства защиты элементов системы электроснабжения и источников питания.

С учетом этого вопроса, рационального ведения технологических процессов на проектируемом предприятии, основным мероприятием следует считать повсеместную, строго контролируемую экономию тепловой и электрической энергии.

Потребление электрической энергии на проектируемом предприятии зависит от целого ряда факторов технологического и производственного характера, к которым можно отнести совокупность способов и средств осуществления производственного процесса, техническое состояние механического и электрического оборудования, степень его использования.

Основными технологическими причинами, влияющими на удельный расход электрической энергии, являются уровень совершенства технологической схемы и технологического оборудования и удельные нагрузки на основное оборудование.

Значительное влияние на удельный расход электрической энергии оказывают также и другие, не менее важные факторы, обусловленные состоянием вспомогательного производственного оборудования. Сюда относятся, прежде всего, техническое состояние электрооборудования и применяемые транспортные средства на предприятии, а также степень загрузки электрического оборудования (электродвигателей, трансформаторов и др.).

В условиях современного производства должны предприниматься меры по рациональному использованию электрической энергии. Последнее должно обеспечиваться методологически обоснованным нормированием потребления электрической энергии на участках, в цехах и на предприятиях в целом, осуществлением целого ряда мероприятий по экономному расходу электрической энергии.

Основу энергосбережения в электроэнергетике химических и нефтехимических производств должно составлять планомерная реализация

комплекса технических и технологических мер, которым должна предшествовать оптимизация электропотребления инфраструктуры на системном уровне. Ее целью является упорядочение электропотребления объектами инфраструктуры, экономия направленных на оплату за потребленную электроэнергию средств, полученная за счет организационных мероприятий, а также создание научно обоснованных предпосылок для проведения целенаправленных энергетических обследований с последующей реализацией технических и технологических мер по энергосбережению.

Вопросы снижения энергоемкости и энергосбережения актуальны не только проектируемом предприятии, но и в масштабах всей страны.

Суммарная установленная мощность энергетического оборудования в стране велика, поэтому борьба за повышение коэффициента полезного действия и коэффициента использования энергетического оборудования, энергетических и топливных ресурсов в современных условиях приобретает особо важное значение. Снижение потребления топлива только на 1% эквивалентно мощности крупной современной электростанции (2-3 млн кВт), что вместе с тем приводит к экономии многих миллионов тонн топлива, способствует сохранению окружающей среды.

Борьба за высокую рентабельность и рациональное использование электрической энергии в современных условиях идет по пути создания мощных высокоэкономических и высокоэффективных энергетических установок, реализации экономически оправданных методов проектирования и эксплуатации электроприводов, рационального использования электроэнергии. Особо необходимо подчеркнуть, что в вопросах экономии электроэнергии, повышения ее качества наиболее ощутимые результаты могут быть достигнуты в процессе реализации современных рациональных методов выбора электрооборудования и электрического привода при разработке того или иного технологического процесса, с компенсацией, при необходимости, избытка потребляемой реактивной мощности. Если для потребителя электрической энергии энергоэффективность становится актуальной и главной задачей поставленной временем, то для производителей электрической энергии на ряду с энергоэффективностью производств по выработке электрической энергии (особенно ТЭС) встает вопрос резкого увеличения производственных мощностей. Так как электроэнергетика является базовой и прорывной отраслью Российской экономики по пути к модернизации страны. Электроэнергетика предназначена для удовлетворения потребностей народного хозяйства и населения страны в электроэнергии в теплоэнергии, а также обеспечения экспорта электроэнергии страны СНГ и Дальнего зарубежья от устойчивой и надежной работы отрасли во многом зависит энергетическая безопасность страны.

Перспективы развития электроэнергетики определены Электроэнергетической стратегией России на период до 2020г., которая была утверждена Правительством РФ 28 августа 2003г.

Как и в настоящее время, в перспективе структуру вводов генерирующих мощностей будут определять особенности территориального размещения топливно-энергетических ресурсов:

· новые атомные электростанции должны сооружаться в европейских районах страны и частично на Урале и Дальнем Востоке;

· гидроэлектростанции целесообразно строить в основном в Сибири и на Дальнем Востоке;

· тепловые электростанции на угле придется вводить не только в Сибири и на Дальнем Востоке, но и в европейских районах страны;

· при модернизации газомазутных ТЭС основным направлением станет замена паровых турбин на парогазовые установки в новых корпусах тех же площадках, а сооружение новых газовых ТЭС будет осуществляться исходя из ресурсов газа.

Энергетической стратегией России намечается при благоприятном варианте развития увеличить производство электроэнергии на АЭС до 195 млрд. кВт•ч в 2010 г., а в 2020 г., до 300 млрд. кВт•ч, для чего необходимо ввести на АЭС до указанного последнего срока 34-36 млн. кВт мощностей.

В условиях неравномерного размещения топливных ресурсов большое значение имеет программа развития гидроэнергетики. Так, до 2010г. должно быть завершено сооружение Бурейской ГЭС на Дальнем Востоке, Зарамагской, Зеленчукских и касакада Нижне-Черекских ГЭС на Северном Кавказе, начат ввод мощностей на строящихся гидроэлектростанциях, крупнейшими из которых являются Богучанская ГЭС в Сибири, Усть-Среднеканская ГЭС на Дальнем Востоке, Ирганайская ГЭС на Северном Кавказе.

После 2010 г. предусматривается продолжение экономически оправданного гидроэнергетического строительства с вводом на ГЭС по 3-4 млн. кВт мощностей в пятилетку. В соответствии с этим в 2011-2020 гг. должно быть закончено сооружение Богучанской ГЭС в Сибири, Нижне-Бурейской и Вилюйской ГЭС на Дальнем Востоке. Необходимо также приблизить начало сооружения Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса и строительства каскада ГЭС на Нижней Ангаре, чтобы ввести первые агрегаты головных ГЭС до 2020 г.

Кроме того, в Минэнерго РФ изучается возможности привлечения инвестиций на сооружение Туруханской ГЭС с установленной мощностью 12 млн. кВт и ежегодной выработкой 46 млрд.кВт ч электроэнергии. Осуществление этого проекта сделало бы Туруханскую ГЭС крупнейшей электростанцией в России, поставив её в один ряд с такими грандами мировой гидроэнергетики, как ГЭС "Итайпу" в Бразилии и ГЭС "Три ущелья" в Китае.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, доля которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 62-65%. Выработка электроэнергии на ТЭС к 2020г., как намечается, возрастет в 1,4-1,5 раза по сравнению с 2001г. и может составить в год 655-690 млрд. кВт•ч к 2020г, как за счет введения новых мощностей, так и за счет модернизации старых станций.

Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения ТЭС в европейских районах и ужесточение экологических требований обуславливают потребность скорейшего внедрения новых технологий в теплоэнергетике. Для ТЭС, работающих на газе, такими технологиями, прежде всего, являются парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла; для ТЭС, использующих твердое топливо, - это экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже - газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС должен обеспечить повышение КПД установок до 50%, а в перспективе - до 60% и более.

Исходя из требований времени и современного состояния электроэнергетики, данный дипломный проект предназначен для решения конкретных задач в области энергоэффективности, энергосбережения и бережливого производства в проектируемом предприятии.

Актуальность данного дипломного проектирования продиктовано проблемами уменьшения издержек за счет повышения надежности внутризаводской системы электроснабжения и уменьшения потерь электроэнергии, а также уменьшение электроэнергетической доли в себестоимости производства технического углерода.

Задачи данного дипломного проекта исходят от поставленных целей, т.е. разработка схемы электроснабжения завода технического углерода:

· определение расчетных нагрузок предприятия;

· построение картограммы нагрузок на генеральном плане предприятия и определение центра энергетических нагрузок;

· определение оптимальной схемы электроснабжения завода, путем сравнения вариантов схем электроснабжения;

· выбор оборудования для принятого варианта схемы электроснабжения;

· разработка вопроса повышения энергоэффективности предприятия и рассмотрение вопросов энергосбережения на проектируемом предприятии.

1. Технологический процесс

1.1 Общая характеристика производства

В настоящее время предприятие химической и нефтехимической промышленности, которому относится проектируемое предприятие, потребляет значительное количество электрической энергии. Внедрение новых энергоемких технологических процессов и повышение общего технологического уровня производства технического углерода вызывает необходимость значительного повышения уровня надежности электрооборудования и экономичного использования электрической энергии.

Проектируемое предприятие (ОАО "НКТУ") снабжается электрической энергией от подстанции "Нижнекамская" по двухцепной ВЛ-110кВ. По условиям бесперебойности электроснабжения данное предприятие относится к потребителям 2-ой категории, но имеются потребители 1-ой категории.

Потребителями электрической энергии на предприятии являются приводные асинхронные (АД) и синхронные (СД) электродвигатели технологического оборудования (компрессоры, нагнетатели, насосы, турбогазодувки, вентиляторы, мешалки и др.). По условиям окружающей среды помещения в основном относятся к нормальным, поэтому в качестве основных приводных АД приняты электродвигатели серии 4А и 5А.

На предприятии по условиям окружающей среды имеются взрывоопасные зоны, где применяются электродвигатели серии ВАО и ВАО2. На заводе имеется технологическая электрическая станция оснащенная двумя турбогенераторами - мощностью 2х6 МВт, типа Т6-2 У3.

Основной технологический процесс на проектируемом предприятии, это производство технического углерода, а вспомогательный технологический процесс, это производство электрической энергии.

1.2 Производство технического углерода (сажи)

Технический углерод (сажа) находит применение в шинной, резинотехнической, полиграфической, лакокрасочной и других отраслях промышленности. Производство технического углерода основано на разложении углеводородов под действием высокой температуры в одних случаях с недостатком воздуха, в других - при термическом разложении сырья без доступа воздуха.

По способу производства технический углерод подразделяется на: печной из масел, печной из газа, канальный из газа, канальный из масел, печной из масел и газа. В качестве сырья для получения технического углерода используют продукты переработки нефти - зеленое масло, термогазойли, экстракты каталитического риформинга, а также - природный газ.

Основные компоненты сырья для получения технического углерода:

· коксохимическое сырье для производства технического углерода; антраценовая фракция, антраценовое масло и пековые дистилянты, получаемые при разработке каменноугольной смолы, ГОСТ 11126-88;

· тяжелая пиролизная смола (нефтехимическое сырье),получаемая на этиленовых производствах нефтехимических заводов, марок А ОКП 24 5126/3410 и Б ОКП 24 5126/3420, ТУ 38.1020256-89.

Особенностью производства технического углерода по разным технологическим схемам является выход низкокалорийных отходящих газов, которые являются горючими вторичными энергетическими ресурсами (ВЭР). Эти газы используются в качестве топлива для выработки пара в утилизационных котельных, а также в топках сушильных барабанов для сушки гранул. Характеристика отходящих газов производства технического углерода и удельные нормы расхода энергоресурсов приводится в таблице 1.

Таблица1. Удельные нормы на производство технического углерода

Марка ТУ	Выход горючих газов	Удельные расходы	Расход воздуха, м3/т
	V, тыс. м3/т	ккал/м3	Гкал/т	электроэнергии, кВтч/т	тепловой энергии, Г кал/т	топлива, кг/т (услов. топливо)
П-245	20	580	14,5	650	1,2-1,7	990	1670/2400
П-514	15	540	7,5	500	1,2	580	1000/2000

1.3 Энерготехнологическая схема в производстве технического углерода

Печной активный технический углерод марок П-245, П-514, N-660 получают в реакторах циклонного типа.

На рис. 1.1 приведена схема получения технического углерода. Сырье со склада поступает в теплообменник, где подогревается до температуры t=100, далее насосом подается в беспламенный подогреватель, где подогревается до температуры t=300, и через фильтр подается в форсунки реактора 1. Для создания необходимой температуры в реакторе (до 1400) в камере сгорания сжигается природный газ, воздух среднего давления для горения газа подогревается в воздухоподогревателе среднего давления 2. Сырье, поступающее в реактор, распыливается воздухом высокого давления, предварительно подогретое в воздухоподогревателе высокого давления 2А. Для снижения температуры в зоне реакции впрыскивается химически очищенная вода. Охлажденная газовая смесь технического углерода с температурой t=700 из реактора поступает в холодильник-ороситель, где охлаждается за счет впрыска химически очищенной воды до температуры 200.

После холодильника-оросителя сажегазовая смесь поступает в циклон, где улавливается большая часть технического углерода, далее в рукавные фильтры.



Рис.1.1 Принципиальная схема получения технического углерода (сажи).

Элементы принципиальной технологической схемы:

1 - реактор РС-50/3500; 2, 2А - воздухоподогреватель; 3 - холодильник-ороситель; 4 - циклон Ф3600 мм; 5 - рукавный фильтр ФР-5000; 6 - антициклон; 7 - микроизмельчитель МГС-40М; 8-циклон уплотнитель ЦУС-40; 9, 10 - циклоны; 11 - смеситель гранулятор СГС-50М; 12 - барабан сушильный БСК-40; 13 - емкость под ЛСТ; 14 - печь дожига; 15 - мельничный вентилятор; 16 - ковшовый элеватор; 17 - шнеки; 18 - бункер готовый продукции;19 - фильтр ФР-650; 20 - котел-утилизатор.

Образовавшийся технический углерод из циклона пневмотранспортом направляется (вентилятор пневмотранспорта ТВ13) на грануляцию.

Полученная готовая продукция "Углерод технический для производства РТИ", ГОСТ 7885-86.

Основная доля производства, более 78% приходится на марки П245 и П514, а также выпускается марки N-330; N-660; N-635, более 11 марок.

П 245 - печной, высокоактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с высоким показателем дисперсности и высоким показателем структурности.

П 514 - печной, среднеактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья со средним показателем дисперсности и средним показателем структурности.

N 660 - печной, полуактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с низким показателем дисперсности и высоким показателем структурности.

N 330 - печной, полуактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с низким показателем дисперсности и низким показателем структурности.

Отходящий газ технического углерода из циклона 4 и рукавных фильтров 5 мельничным вентилятором направляется на сжигание в топке утилизационной котельной сушильного барабана и УДГ 14 (установка дожига отходящих газов). Затраты энергетических ресурсов на производство технического углерода различных марок различны.

Основными направлениями по экономии электроэнергии в производстве технического углерода следует считать: повышение уровня загрузки технологического оборудования и увеличение производительности отделения улавливания за счет разработки методов снижения температуры газовой смеси технического углерода перед циклонами и рукавными фильтрами и сокращения подачи химически очищенной воды в холодильник-ороситель. Внедрение этого мероприятия позволит резко сократить процентное содержание влаги в газовой смеси, снизит нагрузку на мельничные вентиляторы, улучшит условия утилизации отходящего газа технического углерода; снизит потери воздуха высокого и низкого давления (расход электроэнергии на сжатый воздух составляет 23% общего расхода).

1.4 Производство электроэнергии

В процессе получения технического углерода образуются технологические отбросные низкокалорийные газы. Эти отбросные газы на заводе используются как вторичные энергетические ресурсы. Отходящие газы сжигаются в утилизационных котельных установках. Полученный пар применяется, как технологический пар для нужд технологического процесса, так и энергетический для обогрева помещений и получения электрической энергии.

На рис. 1.2 показан структурная схема получения электрической энергии.

Рис.1.2 Технологическая схема получения тепловой и электрической энергии.

1 - котел ПКК70-35; 2 - пароподогреватель; 3 - запорная арматура для регулирования подачи пара; 4 - РОУ (редукционно-охладительная установка); 5 - турбина; 6 - генератор Т6-2У3; 7 - подпитывающий насос; 8 - питательный насос; 9 - деаэратор; 10, 11 - конденсатные насосы; 12 - конденсатор турбогенератора.

2. Выбор напряжения электрической сети

Выбор напряжения питающих и распределительных сетей зависит от мощности, потребляемой от источника питания, напряжения источника питания (особенно для небольших и средних предприятий), количества и единичной мощности электроприемников (электродвигатели, электропечи и др.).

При получении электроэнергии от источника питания при двух и более напряжениях напряжение следует выбирать на основе технико-экономического сравнения вариантов.

При равенстве приведенных затрат или при небольших экономических преимуществах (5-10%) по приведенным затратам варианта с низшим из сравниваемых напряжений предпочтение следует отдавать варианту с более высоким напряжением. В технико-экономических расчетах необходимо также учитывать сооружение новых или расширение существующих районных подстанций (РПС).

Основные рекомендации по выбору напряжения.

Напряжение 110 кВ целесообразно применять при потребляемой промышленным предприятием мощности 10-150 МВ•А, даже при необходимости соответствующей трансформации на РПС.

Значение первичного напряжения существенно не влияет на экономические показатели, важнее значение напряжения, на которое производится трансформация.

Напряжения 10 и 6 кВ применяются в питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и на второй и последующих ступенях распределительных сетей крупных предприятий при применении глубоких вводов на первой ступени электроснабжения, при этом следует применять напряжение 10 кВ, как более экономичное, чем 6 кВ;

Напряжение 6кВ может применяться в исключительных случаях, например:

1) при преобладании на проектируемом предприятии электроприемников 6кВ (в частности, электродвигателей), а также исходя из условий их поставки (в соответствии с требованиями технологии или при комплектной поставке с производственным оборудованием);

2) при напряжении генераторов заводской ТЭЦ 6 кВ, особенно когда от нее питается значительная часть электроприемников предприятия.

Цеховые электрические сети до 1000В выполняются на следующие стандартные напряжения трехфазного переменного тока:

Использование напряжений 127 и 220В для питания электродвигателей экономически не оправдано ввиду больших потерь электроэнергии

Таблица 2. Стандартные величины напряжений электроустановок до 1000В

Напряжение на зажимах генераторов и трансформаторов, В	Напряжение на зажимах приемников, В
133	127
230	220
400	380
690	660

и большего расхода цветного металла. Напряжение 127В иногда применяется для питания однофазных электродвигателей малой мощности или осветительных сетей в особых помещениях, например в подземных установках. Напряжение 220В как фазное напряжение в сетях 380-220В применяется для целей освещения, питания мелких однофазных электродвигателей и нагревательных приборов. Самое широкое распространение для питания электродвигателей в системах электроснабжения промышленных предприятий получило напряжении 380В, которое используется также в системах с заземленным нулевым проводом для питания осветительных установок.

Система 380-220В удовлетворяет основным условиям питания потребителей:

а) возможности совместного питания осветительных приборов и электродвигателей;

б) относительно низкому напряжению между "землей" и "проводом" (220В).

Для уменьшения потерь электроэнергии в цеховых сетях следует применять напряжения не ниже 380 В. Напряжение 500 В из стандартных величин исключено, так как его применение связано с рядом трудностей, которые обусловлены тем, что напряжение 500 В не является следующей ступенью по отношению к напряжению 380 В (380= 660).

Исходя из вышеизложенного для внешнего электроснабжения завода принимаем напряжение 110 кВ, т.к. потребляемая мощность предприятия превышает 10 МВ•А и учитывая удаленность от РПС "Нижнекамская" составляет всего 5 км.

Учитывая то, что все приемники электроэнергии среднего напряжения на напряжение 6 кВ и учитывая наличие источников выработки электроэнергии, т.е. технологической электростанции потребителя на напряжение 6 кВ, для сети внутризаводского электроснабжения выбираем напряжение 6 кВ.

Основными потребителями электрической энергии на предприятии являются приводные асинхронные электродвигатели технологического оборудования на напряжение 0,4 кВ, то выбираем стандартную величину напряжения 380 В.

3. Определение расчетных электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

Определение электрических нагрузок производятся в связи с необходимостью выбора количества и мощности трансформаторов, проверки токоведущих элементов по нагреву и потере напряжения, правильного выбора защитных устройств и компенсирующих установок.

Результаты расчетов нагрузок являются исходными для всего последующего проектирования. Для определения расчетных нагрузок групп приемников необходимо знать установленную мощность (сумма номинальных мощностей) всех электроприемников группы и характер технологического процесса.

Расчетная нагрузка определяется для смены с наибольшим потреблением энергии данной группы электроприемников, цехом или предприятием в целом для характерных суток. Обычно наиболее загруженной сменой является смена, в которой используется наибольшее количество агрегатов (дневная).

3.1 Расчетные нагрузки структурных подразделений (СПП) предприятия

Расчет производится по коэффициенту спроса kс и установленной мощности (Pу).

Пример расчета для цеха №1 по производству технического углерода.

Определяем расчетную нагрузку на стороне низкого напряжения (НН) 0,4кВ.

Потребитель электроэнергии - турбогазопродувка ТГ-150 с электродвигателем 2В280L2У3 Ру =75 кВт. Количество работающих - 24шт,

k?--=--_,75;--cos?=--_,8;--tg?=_,75--[7]--.

Количество резервных 12шт, kс = 0,1; cos?=--_,5;--tg?= 1,8

Рр = n•Ру•kс, (кВт) (3.1)

Qр = Рр•tg?, (кВ•Ар) (3.2)

(3.4)

Согласно 3.2 расчетная реактивная мощность ТГ:

.

Расчетная нагрузка потребителей электроэнергии напряжением 6кВ:

наименование потребителя - вентилятор мельничный ВМН-17 с электродвигателем ВАО2-450L4-У3 Ру = 400 кВт;

?os?=--_,8;--k?--=--_,75;--????????--3.4--tg?=_,75.

.

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.1



Расчетная нагрузка цеха №1 по производству ТУ по стороне НН

Рр1 =Ру1 kс1, (кВт)(3.5)

Рр1 =5660•0,64 =3620 кВт.

Qр1 =Рр1•tg?, (кВ•Ар)(3.6)

Qр1 =13620•0,82 =2970 кВ•Ар.

Расчетная нагрузка цеха №1 по производству ТУ для потребителей электроэнергии ВН (6кВ):

Ррвн = Рувн•kсвн, (кВт);(3.7)

Ррвн =1600•0,75 =1200 кВт.

Qрвн = Ррвн•tg?(кВ•А);(3.8)

Qрвн =1200•0,75 = 900 кВ•Ар.

Расчет для других цехов аналогичен.

Результаты расчетов сведены в таблице 3.2



Расчетная нагрузка силового оборудования на низшем напряжении (0,4кВ):

?Рр.нн =18420 кВт; ?Qр.нн =14584 кВт.

Расчетная нагрузка силового оборудования на высшем напряжении (6кВ) по предприятию:

?Рр.внп = 9025 кВт; ?Qр.внп =5850 кВ•Ар.

Расчетная нагрузка силового оборудования на ВН (6кВ) по внешней нагрузки:

?Рр.внв =2680 кВт; ?Qр.внв =1122 кВ•Ар;

?Рр.вн =11705 кВт; ?Qр.вн = 6980 кВ•Ар.

3.2 Расчет осветительной нагрузки цехов

В качество источника электрического освещения на предприятиях используются газоразрядные лампы и лампы накаливания.

Пример расчета для цеха № 1 по производству техуглерода.

Расчет осветительной нагрузки производим методом удельной мощности (W, Вт/м²) и коэффициентом спроса kс.

Производственные помещения цеха №1.

W =17Вт/м² при kз=1,5, т.к. производственные помещения цеха относятся к помещениям с воздушной средой, содержанием в рабочей зоне пыли, дыма, копоти до 5 м²/м³, то k =1,8, тогда коэффициент перечета kп =1,15 kос =0,85 [1;7]

Для участков цеха расположенных вне помещений (участок реакторов):

W =7 Вт/м²; kп =1,15; kсо =0,6.

Для участков расположенных под навесами:

W =12 Вт/м²; kп =1,15; kсо =0,8.

Общая площадь производственных помещений:

Fп = 3541,48 м².

Общая площадь открытых установок:

Fо = 502,5 м².

Общая площадь под навесами:

Fн=5040 м².

=W, (кВт) (3.9)

. (3.10)

Расчетная нагрузка электрического освещения территории предприятия:

kс = 0,65; Wуд = 0,20 Вт/м²; Fтер = 290000 ^м2 [1;7].

Wуд = 0,20 Вт/м² при k3 =1,3, при k3 = 1,5 вводом kп =1,15,

тогда,

Рр.о.тер =Wуд•kс•kп•Fтер, (Вт) (3.11)

Рр.о.тер = 0,20•0,65•1,15•290000 = 43,500 Вт = 43,5 кВт.

Результаты расчетов сводим в таблице 3.3

3.3 Расчетная нагрузка всего завода

Расчетная нагрузка на низшем напряжении (НН):

Рр.?нн = ?Рр.нн + ?Рр.о; (3.12)

Рр.?нн =18420+810 =19230 кВт.

Qр.?нн = ?Qр.нн + ?Qр.о; (3.13)

Qр.?нн =14584+610 =15194 кВ•Ар,

где Рр.?нн и Qр.?нн - расчетная активная и реактивная мощность суммарной нагрузки НН.

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых сетях до 1кВ принимаем 3 и 10% полной транспортируемой мощности:

?Qц = 0,1•Sр.?нн ; (кВ•Ар) (3.16)

?Qц = 0,1•24500=2450 кВ•Ар,

где и ?Qц- суммарные потери активной и реактивной мощности.

Расчетная полная активная и реактивная мощности завода на стороне высшего напряжения (ВН):

Рр.п = kом•?Рр.нн+?Рр.о+?Рц , (кВт) [5]. (3.17)

Рр.п = 0,85•18420+840+740 =17200 кВт.

Qр.п = kом•?Qр.нн+?Qр.о+?Qц ,(кВ•Ар) (3.18)

Qр.п = 0,85•14584+610+2450 =15500 кВ•Ар.

Ррп.п = kом•Р?вн+Ррп , (кВт) (3.19)

Ррп.п = 0,85•11705+17200 =27250 кВт.

Qр.пп = kом•Q?вн+Qр.п , (кВ•Ар) (3.20)

Qр.пп = 0,85• 6980+15500 =21450 кВ•Ар.

Расчетная нагрузка, по которой определяется мощность трансформаторов

ГПП:

где Qс, поступающая от питающей энергосистемы к шинам низшего (6кВ) напряжения ГПП, определяется исходя из условий задания на проект и вычисленной выше расчетной активной мощности (Рр.пп).

Qc = Рр.пп •tg?с , кВ•Ар (3.23)

где tg?с определяем из заданного значения cos?с=0,927, тогда ?с=220

= (3.24)

tg?с =0,4;

Qc =27250•0,4=10900 кВ•Ар.

Расчетная мощность, для определения мощности трансформаторов на ГПП

Sр.гпп ==29350 кВ•А.

Мощность компенсирующих устройств без учета естественной компенсации:

= Qр.пп - Qс , (кВ•Ар) [15]. (3.25)

= 21450-10900 = 10550 кВ•Ар.

Вводим коэффициент kнс.в , учитывающий, несовпадение по времени наибольших активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки предприятия, kнс.в = 0,9-0,95 (для предприятий нефтехимической промышленности). [12; 20].

•Qр.пп - Qс - Qз.с , (кВ•Ар); (3.26)

Qз.с = U2•b0•l (3.27)

где, b0 =2,84•10-6 См/км, l - длина ВЛ с учетом отпайки.

Qз.с = 1152•2,84•14•10-6 = 0,5 МВар.

или Qз.с = q•l (3.28)

где q=3,6•10-2 МВ•Ар/км

Qз.с = 0,5 Мвар.

0,92•21450-0,5-10900 = 8400 кВ.

4. Определение количества и мощности трансформаторов

4.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

Ориентировочно выбор единичный мощности трансформаторов цеховых подстанций (ТП) производится по удельной плотности нагрузок, пп, кВ•А/м² и полной расчетной нагрузки предприятия [7].

При удельной плотности 0,2-0,3 кВ•А/м² и суммарной нагрузке более 3000 кВ•А целесообразно применять цеховые трансформаторы мощность 1600 и 2500 кВ•А. При удельной плотности и суммарной нагрузке ниже указанных значений наиболее экономично применение трансформаторов мощностью 400-1000 кВ•А.

Исходя из выше изложенного определяем удельную плотность нагрузки предприятия:

Исходя из условия удельной плотности, где пп превышает значение 0,2 рассмотрим три типоразмера трансформаторов с

Sн.т = 1000кВ•А; Sн.т = 1600кВ•А; Sн.т = 2500кВ•А

Предварительный выбор числа цеховых трансформаторов производим из допущения отсутствия компенсации реактивной мощности на стороне низшего напряжения (0,4кВ) ТП;

Коэффициент загрузки трансформаторов принимаем: kз.т = 0,7.

Для типоразмера с Sн.т = 1000 кВ•А:

Nт1,0 = Nmax = = 35 шт;

Для типоразмера с Sн.т = 1600 кВ•А:

Nт1,6 = Nmax = = 22 шт;

Для типоразмера с Sн.т = 2500 кВ•А:

Nт2,5 = Nmax = = 14 шт.

где Nт - число трансформаторов, определяет наибольшую реактивную мощность, которая может быть передана со стороны 6кВ в сеть низшего напряжения.

4.2 Определение мощности КУ напряжением до и выше 1 кВ

Компенсацию реактивной энергии на стороне низшего напряжения на проектируемом предприятии на данном этапе не планируем, но после окончательного выбора числа, типоразмеров цеховых трансформаторов и исходя с технико-экономических показателей каждой ТП допускаем возможность применения КУ на стороне низшего напряжения.

Компенсацию реактивной мощности предварительно планируем только на стороне 6кВ в системе электроснабжения предприятия.

Qкувн = Qр?вн, (кВ•Ар) (4.3)

тогда согласно (3.3) с учетом Qс = 10900 кВ•Ар;

Qку = 8400 кВ•Ар.

Принимаем такое решение исходя из того что:

- компенсации на стороне ВН в два раза дешевле, чем на стороне НН;

- есть возможность автоматического контроля и регулирования cosц, tgц;

- наличия синхронных электродвигателей с Руст = 8 МВт;

- наличия собственных источников производства электроэнергии,

Р =12 МВт и Q = 9 МВар.

4.3 Выбор варианта количества цеховых трансформаторов

Количество и типоразмер трансформаторов выбираем исходя из стоимости капитальных вложений на основное оборудование.

Стоимость трансформаторов:

Кт1,0 = 880тыс.руб; (ТМЗ 1000/6)

Кт1,6 = 1040тыс.руб; (ТМЗ 1600/6)

Кт2,5 = 1380тыс.руб; (ТМ 2500/6).

Стоимость коммутационного аппарата (ячейки) на стороне 6кВ:

Ячейка MCset с выключателем Evolis на 630А

Кк.А = 584тыс.руб.

Затраты на основное оборудование:

Зт1,0 = 35•(880+584) = 51 240 тыс.руб.

Зт1,6 = 22•(1040+584) = 35 728тыс.руб.

Зт2,5 = 14•(1380+584) = 27 496тыс.руб.

Самым экономичным по стоимости основного оборудования является вариант 14 трансформаторов с Sн.т = 2500кВ•А.

Изменение потерь электроэнергии при изменении типоразмера и числа трансформаторов в данном расчете не учитываются так же, как и изменение внутрицеховой сети.

При окончательном выборе схемы сети и типоразмера цеховых трансформаторов принимаются во внимание следующие требования:

- необходимость обеспечения требований к надежности электроснабжении;

- длина кабельных линий системы электроснабжения цеха до 1кВ не должна

превышать 200м;

- технология производства;

- совместимость производства планово-предупредительных ремонт электрического, электротехнологического, механического и технологического оборудования;

- учет взаимного расположения РУ 6кВ, ТП и питающих линий напряжением 6кВ;

- использование схем электроснабжения с не более двумя трансформаторами.

4.4 Выбор местоположения и мощности трансформаторов ГПП

Местоположение, тип, мощность и другие параметры ГПП в основном обуславливаются величиной и характером электрических нагрузок, размещение их на генеральном плане, а также производственными, архитектурно-строительными эксплуатационными требованиями. Важно, чтобы ГПП находилась, возможно, ближе к центру питаемых от нее нагрузок. Это сокращает протяженность, а следовательно, стоимость и потери в питающих и распределительных сетях электроснабжения предприятия.

Перед определением положения центра нагрузок (координаты по Х и У - на генплане) определяем центры нагрузок цехов. Для этого объединяем технологический связанные объекты (например цех №1 и упаковку №1) и объекты с малыми установленными мощностями с более крупными (например прачку с цехом №7) и т.д.

Группирование потребителей рассмотрим на примере цеха №1(объекты на генплане 25; 26; 27;28) центр нагрузки объект №26.

Ррнн = 3770 кВт; Ррвн = 1200 кВт; Ррон = 143 кВт.

Расчетная нагрузка силового оборудования с учетом потерь в трансформаторах и в линиях до 1кВ приведенная на сторону ВН:

Рр нн.п = ?Р+Рр.нн, (кВт) (4.4)

Рр ннп = 0,03•3770+3770 = 3880 кВт

Рронп = 0,03•143+143 = 148 кВт

Ррвн =1200+3880 = 5080 кВт

Рровн = 148 кВт

Рр1 = 5228 кВт

Координаты центра нагрузок (ЦН) цеха №1

Хцн = 27,55 см; Уцн =18,4 см

Для остальных цехов определение координат центра нагрузок (ЦН) аналогичен. Результаты сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Расчетные нагрузки и центры нагрузок цехов

№ пп	Наименование цехов (потребителей ЭЭ)	Расчетная нагрузка	Координаты
		Ррi, кВт	Рроi, кВт	Х, см	У, см
1	2	3	4	5	6
1	Цех № 1	5228	148	27,55	184
2	Цех № 2	3440	100	16,1	16,95
3	Цех № 3	3305	83	6,15	16,95
4	Участок №4	1468	26	15,5	28,15
5	Цех №5	9715	72	30	6,35
5	Цех № 6	1690	65	28,9	30,05
6	Цех № 7	475	40	48,6	4,4
7	НОВС	1230	90	38,8	13,35
8	Цех № 9	612	62	51,55	15,05
9	Административный корпус	1310	160	52,4	7,3

Картограмма показана на графической части (лист 2).

Определяем положения центра энергетических нагрузок (ЦЭН) (координаты Х и У - в сантиметрах на генплане) предприятия.

Хцэн = 26,5 см = 265 мм

Уцэн = 14,12 см = 141,2 мм.

Центр нагрузок попадает на территорию, занимаемую производственными помещениями, поэтому расположение ГПП смещаю в сторону внешнего источника питания. Поскольку в данном случае глубокий ввод невозможен, то новое место расположения ГПП определяю условиями минимальной длины кабельных линий, питающих цеховые РУ, минимального расстояния до питающей ЛЭП и условиями электробезопасности, то есть выбираю расположение ГПП на западной стороне проектируемого предприятия.

Выбираем трансформатор на ГПП с коэффициентом загрузки трансформатора kз.т = 1,4

Выбираем трансформатор ТРДН 25000/110 ?Рк.з = 120кВт; Uк = 10,5%;

Sн = 25 МВ•А

Uвн = 115 кВ; Uнн = 6,3 кВ [5]

4.5 Картограмма нагрузок

Для определения месторасположения ГПП на генеральный план предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой окружности, причем площади, ограниченные окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов.

Площадь окружности в определенном масштабе равна:

Ri = (4.8)

где, Ri радиусе окружности; m - масштаб; Рi расчетная нагрузка и площадь круга. Масштаб определяем из выражения:

m' = , (4.9)

Радиус круга:

Ri = m, (см) (4.10)

Расчетная нагрузка:

Ppi = Ppвнi + Pровн, (кВт) (4.11)

где Ppвнi - силовая нагрузка цеха приведенная на сторону ВН

Рровн - осветительная нагрузка цеха приведены на сторону ВН.

Определяем масштабный коэффициент m, на примере цехов с Ррmax и Ррmin.

Ррmax = Рр5 = 9715 кВт;

Ррmin = Рр7 = 475 кВт.

Определяем коэффициент масштаба на Ррmin, т.е. по Рр7. Принимаем R7 = 1см или R7 = 10 мм

m' = = 0,046;

m'' = = 1,511.

Проверяем на Ррmax, т.е. на Рр5

R5 = 0,046• = 4,5 см;

R5 = = 45 мм.

Определяем угол сектора осветительной нагрузки:

7 = • 36030;

5 = • 360 3.

Результаты расчетов заносим в таблицу 4.2

Таблица 4.2

№пп	Наименование цехов (потреб. ЭЭ)	Расчетные нагрузки	Радиус окружности	Угол сектора нагрузки освещения
		Ррi, кВт	Рроi, кВт	Ri, см	, град.
1	2	3	4	5	6
1	Цех № 1	5228	148	3,33	100 20?
1	2	3	4	5	6
2	Цех № 2	3440	100	2,7	10 30
3	Цех № 3	3305	88	2,65	10 34?
4	Участок №4	1478	26	1,77	6 26?
5	Цех № 5	9715	72	4,5	3
6	Цех № 6	1690	65	1,9	13 48?
7	Цех № 7	475	40	1	30
8	НОВС	1230	90	1,62	26 20?
9	Цех № 9	612	62	1,15	36 30?
10	Административный корпус	1310	160	1,7	44
Итого	28450	835	-	-

4.6 Определение количества трансформаторов в каждом цехе

Для обеспечения цехов электроэнергией в зависимости от нагрузки, технологической особенности и технико-экономической целесообразности будем применять трансформаторы с Sнт = 1600кВ•А и Sнт = 2500 кВ•А.

Определяем значение Qт для каждого типоразмера трансформатора:

Qт1,6 = = 690 кВ•Ар.

Qт2,5 = = 1085 кВ•Ар.

Nт2,5 = = 2,8 шт .

Nт1,6 = = 4,4 шт.

С учетом технологической особенностью цеха №1, т.е. 4 технологических потока, выбираем номинальную мощность трансформатора:

Sнт =1600 кВ•А в количестве 4 штук, тип трансформатора ТМЗ 1600/6;

kт = 6000/400=15; сosцт = 0,8; Д/Ун - 11; вид, диапазон регулирования ПБВ, 22,5%, ГОСТ 11920-85.

Суммарная мощность трансформаторов:

S?н.т = 4•1600 = 6400 кВ•А;

Р?н.т = 0,8 • 6400 = 5120 кВт .

Трансформируемая реактивная мощность:

Q?н.т = 3840 кВ•Ар.

Коэффициент загрузки трансформаторов в момент пика потребления активной мощности kз.т =0,75.

Коэффициент загрузки трансформаторов в момент пика потребления активной мощности в послеаварийном режиме kз.т =1,5.

Для обеспечения параллельной работы трансформаторов в послеаварийном режиме применяем конденсаторные установки

УКМ 58-0,4-402-67УЗ с Qку = 402 кВ•Ар с количеством ступеней регулирования 6; с автоматическим регулированием процесса компенсации реактивной мощности.

Uнку =0,4кВ; мощность ступеней Qку = 6х67 кВ•Ар. Коэффициент загрузки трансформаторов после установки компенсирующих конденсаторных установок kз =1,33.

Расчет количества и типоразмера трансформаторов для других цехов аналогичен. Расчеты сводим в таблицу 4.3.

Таблица 4.3

№ пп	Наименование цехов	Ррнн, кВт	Qр.нн, кВ•Ар	Sр.нн, В•А	Nт, шт.	Sн.т, кВ•А	k з.т	kз.т.п/а	Qку, кВ•Ар	k з.т ку
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Цех № 1	3913	3266	5100	4	1600	0,8	1,6	4х402	0,665
2	Цех № 2	2620	2143	3385	2	2500	0,69	1,38	-	-
3	Цех № 3	2490	1990	3130	2	2500	0,64	1,28	-	-
4	Цех № 4	1425	1419	2012	2	1600	0,63	1,26	-	-
5	Цех № 5	3510	3493	4952	4	1600	0,774	1,548	4х402	0,65
6	Цех № 6	1704	1348	2170	2	1600	0,68	1,36	-	-
7	Цех № 7	1140	1080	1570	1	1600	0,98	1,96	402	0,725
8	НОВС	1280	1001	1630	2	1600	0,51	1,02	-	-
9	Цех № 9	1150	1092	1586	1	1600	0,98	1,96	402	0,725
Итого	14122	12699	18932	16	1600	-	-	10х402	-
	5110	4133	6572	4	2500	-	-	-	-

Как видим из таблицы 4.3, нагрузка АК распределена между цехами №7 и №9, т.к. в АК нет возможности установки ТП.

4.7 Выбор мощности компенсирующих устройств

Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать на стороне низшего напряжения (0,4кВ) Qбн

Qбн = 3800 кВ•Ар

Для компенсации данной реактивной мощности окончательно выбираем конденсаторные установки УКМ-0,4-402-67 УХЛ в количестве 10 единиц, суммарной мощностью Qку = 4020 кВ•Ар.

Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать на стороне 6кВ для обеспечения условий проектирования, т.е. tg? = 0,4.

Qбв = 8400 - 4020 = 4380 кВ•Ар.

Компенсацию реактивной мощности на стороне ВН, т.е. 6кВ планируем компенсировать без применения дополнительных КУ, т.к. на проектируемом предприятии имеются источники реактивной мощности в виде синхронных электродвигателей (СД) с установленной мощностью Руст = 8 МВт; с cos? = 0,8 и возможностью выработки реактивной мощности (Qсд) равной: Qсд = 4800 кВ•Ар; а также турбогенераторов (ТГ) - с установленной мощностью 2х6 МВт с коэффициентом мощности cos? = 0,8.

При работе СД с потребляемой мощностью 6400 кВт путем регулирования cos? в пределах 0,8 0,95 можно компенсировать необходимую реактивную энергию, при этом на 438 кВт (10 Вт/кВ•Ар) вырастают потери активной мощности, но это значение достаточно маленькая величина. При работе ТГ вопрос компенсации реактивной мощности становится не актуальным.

5. Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называется непосредственное соединение между любыми точками разных фаз, фазы и нулевого провода и нулевого провода или фазы с землей, не предусмотренное нормальными условиями работы установки. Ниже перечислены основные виды коротких замыканий в электрических системах. [17]

1. Трехфазное КЗ, при котором все три фазы замыкаются между собой в одной точке. Точка трехфазного КЗ обозначается К(3). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к трехфазному КЗ, обозначаются I(3), U(3), S(3) и т.д.

2. Двухфазное КЗ, при котором происходит замыкание двух фаз между собой. Точка двухфазного КЗ обозначается К(2). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к двухфазному КЗ, обозначаются I(2), U(2), S(2) и т.д.

3. Двухфазное КЗ на землю. При котором замыкание двух фаз между собой сопровождаются замыканием точки повреждения на землю (в системах с заземленными нейтралями). Точки двухфазного КЗ на землю обозначается К(1,1). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к двухфазному КЗ на землю, обозначаются I(1,1), U(1,1), S(1,1) и т.д.

4. Однофазное КЗ, при котором происходит замыкание одной из фаз на нулевой провод или на землю. Точка однофазного КЗ обозначается К(1). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к однофазному КЗ, обозначаются I(1), U(1), S(1) и т.д.

Встречаются и другие виды КЗ, связанных с обрывом проводов и одновременными замыканиями проводов различных фаз. Различают КЗ на зажимах генераторов и КЗ в сети, отделенные от генератора сопротивлениями сети.

Трехфазное КЗ является симметричным, поскольку при нем все три фазы оказываются в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются нессиметричными, поскольку фазы не остаются в одинаковых условиях, а системы токов и напряжений получаются искаженными.

Наиболее часто встречаются однофазные замыкания. На их долю приходится до 65% от общего числа КЗ. Трехфазные КЗ возникают сравнительно редко - в 5% от общего числа КЗ.

5.1 Расчетная схема

Составляем расчетную схему для определения токов КЗ от энергосистемы до стороны низшего напряжения 0,4кВ цеховой подстанции.

Расчетная схема с указанием всех элементов сети представлена на рис. 5.1.

Рис.5.1 Расчетная схема в сети

5.2 Схема замещения и его параметры

Исходные данные для расчета параметров схемы замещения:

Система С: Мощность трехфазного короткого замыкания на стороне высшего напряжения подстанции энергосистемы Sк(3) =3500 МВ•А, kуд(3) = 1,8.

Трансформатор 1Т: ТРДН 25000/110 Sт.ном = 25МВ•А, Uвн = 115кВ,

Uнн = 6,3кВ, ?Рк.з = 120кВт, uк = 10,5%. [5]

Линия Л1: ВЛ-110кВ, l = 5км, z0 = х0 = 0,4Ом/км.

Технические данные цеховых трансформаторов и расчетные характеристики кабельных линий внутризаводских распределительных сетей приведены соответственно:

ТМЗ 1600/6,3. Sт.ном = 1600кВ•А, Uвн = 6,3кВ, Uнн = 0,4кВ, ?Рк.з = 18,0кВт, uк = 6,5%.

Линия Л2: КЛ-6кВ, l = 0,1км, rо = 0,258 Ом/км; хо = 0,076 Ом/км.

Линия Л3: КЛ-6кВ, l = 0,8км, rо = 0,125 Ом/км; хо = 0,071 Ом/км.

Линия Л4: КЛ-6кВ, l = 0,8км, rо = 0,125 Ом/км; хо = 0,071 Ом/км.

Для расчета составляется схема замещения, в которую входят все сопротивления цепи КЗ.

Определяется параметры схемы замещения в именованных единицах.

Значения сопротивления схемы замещения приводятся к основной ступени (6кВ), коэффициенты приведения:

k1 = ; k2 = ; k3 = .

Sк(3) = Uср Iк(3) , (МВ•А)(5.1)

где, Uср - среднее расчетное значение напряжения

Uср1 = 115 кВ; Uср2 = Uб = 6,3 кВ; Uср3 = 0,4 кВ.

Ток короткого замыкания в системе электроснабжения согласно (5.1):

Iк(3) = , (кА)(5.2)

Iк(3) = = 17,6кА.

Сопротивление хс по заданному Iк(3):

хс = (Ом)(5.3)

хс = = 3,78 Ом.

Сопротивление хс по заданному (Sк(3)):

хс = , (Ом)(5.4)

хс = =3,78 Ом.

хп = zп = хd''· ; (Ом) (5,11)

В качестве базовой ступени выбираем напряжение на ступени СН, т.е.

Uб = 6,3кВ

Задаем порядковые номера элементам схемы замещения рис. 5.2 и находим их параметры.



Рис. 5.2 Схема замещения сети.

Энергосистема. В соответствии (5.2):

Iк(3) = = 17,6 кА.

Согласно (5.3) и (5.8)

z1 = = 0,0114 Ом.

ВЛ-110кВ. На основании (5.8):

z2 = 5•0,4 ()2 = 0,0025 Ом.

Трансформатор ТРДН 25 МВ•А:

Zт = =0,167 Ом.

Генератор 6 МВт:

Z5? = =0,662 Ом.

Синхронные электродвигатели согласно (5.11):

Z??5 = =1,6 Ом;

Трансформатор ТМЗ 1600/6:

Rт = = 0,003 Ом.

хт = = 1,612 Ом.

Z?4 = 0,0308 Ом;

Z??4 = 0,05 Ом.

5.3 Определение токов короткого замыкания

Iп(3) = •k, (кА) (5.14)

где - результирующее сопротивление цепи КЗ.

Для точки К1:

= 0,0114 + 0,0025 = 0,0139 Ом.

Ток КЗ без учета подпитки

 = · = 14,35 кА.

Ток подпитки со стороны 6,3кВ:

= = 1,1 кА; = = 0,85 кА.

Суммарный ток КЗ в точке К1:

= 14,6кА.

Ток КЗ для точки К2:

= = 20,119 кА 20,12кА;

= = 2,4 кА; = = 5,3 кА.

= 20,12 + 2,4 + 5,3 28 кА.

Ток КЗ для точки К3:

= 31кА.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ:

 = ·, (кА) (5.15)

Для точки короткого замыкания К1:

= · 16,3 14 кА.

Для точки короткого замыкания К2:

24 кА.

Для точки короткого замыкания К3:

28 кА.

Ударный ток на месте короткого замыкания:

iуд = · kуд · , (кА) (5.16)

где kуд - ударный коэффициент

kуд1 = 1+ ; (5.17)

kуд1 = 1,714; kуд2 = 1,4; kуд3 =1,38;

iудк1 = ·16,3 • 1,714 40 кА;

iудк2 55 кА;

iудк3 59 кА.

Расчеты заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

точка КЗ	, кА	, кА	iуд , кА
К1	16,3	14	40
К2	28	24

Подобные документы

• Электроснабжение механического завода

  Определение расчетных силовых электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения предприятия, мощности силовых трансформаторов. Разработка схемы электроснабжения и сетевых элементов на примере ремонтно-механического цеха. Проверка защитных аппаратов.
  
  курсовая работа [579,4 K], добавлен 26.01.2015
  

• Особенности электроснабжения завода

  Определение расчетных активных нагрузок при электроснабжении завода. Выбор силовых трансформаторов главной подстанции завода и трансформаторных подстанций в цехах. Расчет и выбор аппаратов релейной защиты. Автоматика в системах электроснабжения.
  
  курсовая работа [770,9 K], добавлен 04.05.2014
  

• Проектирование электроснабжения химического завода

  Характеристика предприятия и источников электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок цеха; числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Компенсация реактивной мощности. Выбор схемы внешнего и внутреннего электроснабжения.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 25.06.2012
  

• Разработка системы электроснабжения завода по производству металлообрабатывающих станков

  Определение электрических нагрузок предприятия. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности. Разработка схемы электроснабжения предприятия и расчет распределительной сети напряжением выше 1 кВ. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 21.11.2016
  

• Электроснабжение завода кузнечных машин

  Определение электрических нагрузок предприятия на примере завода кузнечных машин. Выбор цеховых трансформаторов, расчёт компенсации реактивной мощности. Разработка схемы электроснабжения предприятия на заданное напряжение. Расчёт токов коротких замыканий.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 04.01.2015
  

• Разработка системы электроснабжения авторемонтного завода

  Оборудование авторемонтного завода, оценка электрических нагрузок. Определение степени надежности электроснабжения электроприемников, расчетных нагрузок цехов. Мощность компенсирующих устройств. Выбор силовых трансформаторов. Расчет схемы заземления.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 31.05.2015
  

• Электроснабжение завода торгового оборудования

  Определение расчетных электрических нагрузок деревообрабатывающего цеха. Определение числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода. Расчет токов короткого замыкания. Питание цепей подстанции.
  
  дипломная работа [2,7 M], добавлен 31.05.2012
  

• Проектирование системы электроснабжения cтанкостроительного завода

  Характеристика технологического процесса и требования к надёжности электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок по методу упорядоченных диаграмм. Выбор кабельных линий автоматических выключателей, мощности силовых трансформаторов.
  
  дипломная работа [558,8 K], добавлен 30.01.2011
  

• Расчет системы электроснабжения завода железнодорожного машиностроения

  Определение осветительной нагрузки цехов, расчетных силовых нагрузок. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности. Определение потерь мощности и электроэнергии. Выбор параметров схемы сети электроснабжения.
  
  курсовая работа [4,4 M], добавлен 14.06.2015
  

• Электрооборудование и электрохозяйство завода металлообрабатывающих станков "Луч"

  Разработка системы электроснабжения завода металлообрабатывающих станков "Луч". Технико-экономическое обоснование; определение расчетных нагрузок цехов и завода. Выбор и размещение цеховых подстанций и распределительных пунктов; проект осветительной сети.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 16.02.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам