Гипероглавление:
1. Характеристика машиностроительного завода
1.1 Характеристика режима работы предприятия
2 Расчет электрических нагрузок2.1 Расчёт силовых электрических нагрузок
2.2 Расчет осветительных нагрузок цехов
2.2.1 Выбор нормируемой освещенности
2.2.2 Выбор светильников общего освещения
2.2.3. Расчет параметров искусственного освещения
Расчеты освещения для остальных цехов выполняется аналогично и сводятся в таблицы 2.1 и 2.2.
3. Выбор целесообразной мощности трансформаторов в соответствии с нагрузками цехов
3.1 Определение числа трансформаторов
3.2. Выбор местоположения ТП и распределение нагрузок по ТП
Дополнительная реактивная мощность для снижения потерь мощности в трансформаторе:
3.3. Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП
5 Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП
5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов
6 Выбор рационального напряжения питающих ЛЭП
6.3 Технико-экономическое обоснование напряжения питающих ЛЭП с учетом стоимости ГПП
8.1 Уточнение варианта схемы электроснабжения с учётом высоковольтной нагрузки
8.2 Расчёт сечений кабельных линий на 10 кВ
8.3 Расчёт сечений кабельных линий на 0.4 кВ
10.2 Баланс рабочего времени
Таблица 10.1 — Баланс рабочего времени
Наименование статей
Средняя продолжительность рабочего дня
Номинальный фонд рабочего времени
10.4 Годовые отчисления на социальные нужды
10.5 Годовые амортизационные отчисления на реновацию
,
10.6 Годовые отчисления в ремонтный фонд
Электродвигатели
10.8 Прочие ежегодные затраты
10.9 Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции
13. Охрана труда13.1 Расчёт защитного заземления на ГПП
Основные требования выполнения защитного заземления электроустановок напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью.
13.1.2 Расчет заземления ГПП
Список использованных источников
--PAGE_BREAK-- продолжение
--PAGE_BREAK--1.1 Характеристика режима работы предприятия
По справочной литературе /8/ выбираем типовые суточные графики нагрузок и годовые графики по продолжительности, характерные для предприятий машиностроительной промышленности. При выборе годовых графиков нагрузки учитываем сменность работы цехов и предприятия в целом. Суточный график нагрузок и годовой график нагрузок представлены на рисунках 1.1, 1.2.
Рис. 1.1 Суточный график нагрузки завода
Рис.1.2 Годовой график нагрузки по продолжительности
По годовому графику определяем время использования максимума нагрузки ТМ и время максимальных потерь tм.
ч
где Wгод – годовое потребление электроэнергии;
Рmax – максимальная нагрузка, кВт.
Время максимальных потерь определяем, ч
1.2. Характеристика высоковольтных потребителей
Для компрессорной по таблице выбирается четыре синхронных двигателя типа
СДН-14-44-10 со следующими параметрами:
Uвн = 6 кВ;
Рн = 630 кВт;
Qном = 325 кВар;
n = 600 об/мин;
К1сд = 5,6 кВт;
К2сд = 4,06 кВт.
Для литейного цеха по таблице выбирается две сталеплавильные печи типа ДСП –6 со следующими параметрами:
Sн = 4000 кВА;
Uвн = 10 кВ;
cosj= 0,84;
ДСП – это трехфазные электроприемники, работающие в повторно-кратковременном режиме с резкими колебаниями тока. Мощные ДСП являются причиной возникновения высших гармоник тока и напряжения и колебаний напряжения в системе электроснабжения предприятия, поэтому схема внутризаводской сети должна строится так, чтобы свести к минимуму неблагоприятные последствия, что достигается питанием ДСП от секций шин низкого напряжения ГПП. При наличии в цехе ДСП нельзя использовать в качестве компенсирующих устройств статические конденсаторы, на которые отрицательно влияют высшие гармоники.
2 Расчет электрических нагрузок2.1 Расчёт силовых электрических нагрузок
Максимальная расчётная нагрузка определяется по формулам
Рмс = Рн×Кс
Qмс= Рмс×tgj,
j= arccosj,
где Кс – коэффициент спроса;
Рн – установленная мощность;
Результаты расчёта предоставлены в таблице 2.1 для напряжения 0.4 и в таблице 2.2 для напряжения 10кВ.
Таблица 2.1 – Расчетные силовые нагрузки цехов Uн=0.4кВ
Таблица 2.2 – Расчетные силовые нагрузки Uн=10 кВ
Наименование цехов
Рн, кВ
Кс
cos y
tg y
Рмс, кВ
Qмс, кВар
6 Компрессорная
4520
0,75
0,8
0,75
3390
2542,5
7. Штамповочный цех деталей корпуса
2200
0,45
0,8
0,75
990
742,5
9.Литейная черных металлов
3600
0,8
0,85
0,62
2880
1784,9
10.Литейная черных металлов
3000
0,45
0,75
0,88
1350
1190,6
продолжение
--PAGE_BREAK--
2.2 Расчет осветительных нагрузок цехов
2.2.1 Выбор нормируемой освещенности
Выбор типа источника света должен производиться с учетом световой отдачи, срока службы, спектральных и электрических характеристик. Для внутреннего и внешнего освещения возможно применение ламп накаливания, а также газоразрядных источников света, таких как ЛЛ, ДРЛ, МГЛ и другие.
При выборе типа источника света необходимо учитывать, что в низких помещениях (не выше 6 — 8 м) наиболее экономичны ОУ с ЛЛ, в помещениях высотой от 8 — 10 до 20 м наименьшие затраты имеют место для ОУ с ДРЛ.
Выбор системы освещения
При технической невозможности или нецелесообразности устройства местного освещения допускается использование системы общего освещения. Система общего освещения должна использоваться для помещений, в которых выполняются зрительные работы V— VIIIразрядов. Общее освещение, в том числе и в системе комбинированного, выполняется равномерным распределением источников света. Локализованное освещение используется для освещения горизонтальных поверхностей, выполняется в помещениях относящихся к I, IIа, IIб, а также к IIв, IIг, IIIи IVразрядами зрительных работ. Во вспомогательных помещениях обычно применяется система общего освещения с равномерным распределением светильников.
Выбор уровня освещенности
Норма освещенности при проектировании устанавливается по отраслевым нормативным документам. При отсутствии указанных документов уровень нормативной освещенности устанавливается в соответствии с /2/. При этом необходимо учитывать разряд зрительных работ, выбранный источник света, используемую систему освещения, отсутствие или наличие естественного света, особые случаи, требующие изменения освещенности на одну ступень.
2.2.2
Выбор светильников общего освещения
Светотехнический выбор светильника
Одной из основных характеристик светильника является его светораспределение, которое характеризуется классами и видами кривых силы света (КСС).
Для освещения производственных предприятий в основном используются кривые К, Д, Г, Л. Чем выше помещение и чем выше нормируется освещенность, тем более концентрированными КСС должны обладать световые приборы.
Выбор светильников по конструктивному исполнению
Конструктивное исполнение светильников должно обеспечивать пожарную безопасность, взрывобезопасность при установке во взрывоопасных помещениях, электробезопасность, надежность, долговечность, стабильность характеристик в данных условиях среды, удобство обслуживания.
Размещение светильников общего освещения
Светильники должны быть размещены таким образом чтобы обеспечивать: безопасный и удобный доступ к светильникам для их обслуживания; создания нормируемой освещенности наиболее экономичным путем; соблюдение качества освещения; наименьшую протяженность и удобство монтажа групповых сетей; рекомендованную КСС, с учетом строительных параметров здания. Размещение светильников может быть комбинированным или локализованным.
Равномерность распределения освещенности по освещаемой горизонтальной поверхности зависит: от схемы расположения светильников, размещения их по длине и ширине помещения, расстояния крайних рядов светильников от стен или ряда колонн, его стоит принимать равным 0,3 – 0,5 от расстояния между рядами светильников.
2.2.3. Расчет параметров искусственного освещения
Светотехнический расчет осветительных установок выполняется по методу удельной мощности.
Порядок расчета следующий:
— по заданным строительным параметрам помещения: длине и ширине определяется стандартный строительный модуль (причем длина и ширина помещения должна быть кратна параметрам выбранного строительного модуля) и вычисляется площадь участка цеха и площадь нормированного освещения, а также общая площадь цеха.
- по заданной высоте производственного помещения определяется расчетная высота подвеса светильников по формуле:
, (2.3)
где h – высота помещения, м;
hc – высота свеса светильника от потолка для ламп ДРЛ - hc = 0,4 м; для люминесцентных ламп, прикрепленных к потолку - hc = 0 м;
hг – высота плоскости нормирования освещенности или высота рабочей
поверхности.
- Выбираются коэффициенты отражения согласно таблицы 4.16 /4/: — потолка, — стен, — рабочей поверхности.
- Коэффициент запаса принимается в зависимости от технологического процесса данного цеха. Разряд зрительных работ выбирается по наименьшему размеру различения, а подразряд зрительных работ – по отражающим свойствам объекта и фона. Нормированную освещенность выбирается в зависимости от разряда зрительных работ, системы освещения и характеристик среды на основании норм СНиП 23-05-95.
- В зависимости от характеристики среды выбирается тип светильника и источника света с учетом степени защиты, а также кривые светораспределения (КСС) .
- Удельную мощность выбирается согласно таблицы по расчетной высоте подвеса светильников и кривым светораспределения КСС.
- Удельную расчетную мощность рассчитываем по формуле:
= , (2.4)
где Е — нормированная освещенность, лк, выбирается по таблице 4.1 /5/ ;
Кз зад — коэффициент запаса, принимается в соответствии с таблицей 4.4 /5/;
табл -условный КПД использования помещения, принимается по таблице 9.14 /4/,
равен 100%;
0 — удельная мощность, выбирается по таблице ;
Е — условная освещенность, принимается 100 лк;
Кз табл – условный коэффициент запаса, принимается 1,5;
зад - заданный КПД, принимается 0,65.
Формула принимает вид:
= (2.5.)
Если коэффициенты отражения ,, отличаются от табличных, то нужно изменить на 10%. Для грязных цехов: = 1,1; Для чистых цехов: /1,1
- Расчетная активная мощность освещения находится по удельной мощности (с учетом корректировки коэффициентов отражения) и общей площади цеха.
- Потери в ПРА равны для люминесцентных ламп со стартером зажигания – 20 %, для
ламп ДРЛ – 10 %;
- Считается суммарная расчетная активная мощность, которая складывается из расчетной активной мощности и потерь в ПРА ;
- Реактивная мощность определяется по коэффициенту мощности, при этом
для люминесцентных ламп принимается , для ламп ДРЛ — .
Приводится пример расчета освещения для инструментального цеха.
Определяются для данного помещения строительные модули: 6 х 12;
Площадь участка цеха определяется по размеру модуля: АхВ;
АхВ = 6 х 12 = 72 м2;
Определяется площадь нормированного освещения цеха S= 72 = 72 м2;
Рассчитывается общую площадь цеха по формуле: F= Lх В, м2;
где L– длина цеха, м;
В – ширина цеха, м;
F= 96 х 60 = 5760 м2;
По высоте помещения 7,2 м для ламп ДРЛ определяется расчетная высота по формуле:
= 8,4 — 0,3 — 0,8 = 6,1м.
Выбираются коэффициенты отражения по таблице 4.16 /4/: =50%, =30%, =10%.
Коэффициент запаса принимается 1,5, разряд и подразряд зрительных работ – IIIа, нормированная освещенность — 300 лк .
Принимается КСС Г-2.
Выбирается удельная мощность = 4,2 Вт/м2 при расчетной высоте подвеса светильников = 6,1 м, площади нормированной освещенности S= 72м2 и КСС Г3.
Рассчитывается удельная расчетная мощность :
=
= = 19,38 Вт/м2
Т.к. коэффициенты отражения ,, не отличаются от табличных значений, то =
Считается расчетная активная мощность освещения цеха Ррасч: F
Ррасч = 19,38 х 5760 = 111628,8 Вт;
Считаются потери в ПРА : =
= = 11162,8 Вт
Считается суммарная расчетная активная мощность:
; (2.6)
122,8кВт.
Реактивная мощность определяется по коэффициенту мощности, который для ламп ДРЛ равен 0,5
; (2.7)
.
продолжение
--PAGE_BREAK--Расчеты освещения для остальных цехов выполняется аналогично и сводятся в таблицы 2.1 и 2.2.
--PAGE_BREAK--3. Выбор целесообразной мощности трансформаторов в соответствии с нагрузками цехов
Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийных режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.
Количество цеховых ТП влияет на затраты на распределительные устройства напряжением 10 кВ и внутризаводские и цеховые электрические сети. Так, при уменьшении числа ТП уменьшается число ячеек РУ, суммарная длина линии и потери электроэнергии и напряжения в сетях 10 кВ, но возрастает стоимость сетей напряжением 0,4 кВ и потери в них. Увеличение числа ТП, наоборот, снижает затраты на цеховые сети, но увеличивает число ячеек РУ 10 кВ и затраты на сети напряжением 10 кВ. При некотором количестве трансформаторов с номинальной мощностью S можно добиться минимума приведенных затрат при обеспечении заданной степени надежности электроснабжения. Такой вариант будет являться оптимальным.
Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки:
SР / F, (3.1)
где SР — расчетная нагрузка цеха, кВ А;
F - площадь цеха, м2.
При плотности нагрузки напряжением 380 В до 0,2 к В А / м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью до 1000 к В А включительно.
Выбор мощности трансформаторов производим исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме. При этом номинальная мощность трансформаторов определяется по средней нагрузке за максимально загруженную смену:
SНОМ, Т = SСР.М / ( N KЗ ), (3.2)
где N –число трансформаторов;
KЗ — коэффициент загрузки трансформатора.
Определяется удельная плотность нагрузки цехов
Sуд=, (3.1)
Таблица 3.1 Удельные нагрузки цехов
Наименование цехов
SмΣ
кВар
S
М2
Sуд
1. Инструментальный цех
332,3077
5760
0,06
2. Заводоуправление
185,25
1620
0,11
3. Механический цех №1
182,7692
6804
0,03
4. Штамповочный цех
1658,571
10764
0,15
5.Механический цех №2
1329,231
6804
0,20
6. Компрессорная
4563,75
1152
3,96
7. Штамповочный цех деталей корпуса
2216,25
10764
0,21
8. Термический цех
745,4118
16848
0,04
9.Литейная черных металлов
4545,38
20700
0,22
10.Литейная черных металлов
2298,46
21528
0,11
11. Гальванический цех
820
7200
0,11
12. Цех обработки блоков двигателей
611,4462
6840
0,09
13. Цех обработки поршней
609,2308
4284
0,14
14. Цех обработки двигателей
792
4284
0,18
15. Токарный цех
669,2308
6840
0,10
16. Цех диагностики двигателей
288
6480
0,04
17. Гальванический цех
820
6840
0,12
18. Гараж
96,92308
3456
0,03
19. Цех производства мелких серий
354,4615
7344
0,05
20. Сборочный цех машин
810
22356
0,04
21. Экспериментальный цех
363,4286
4284
0,08
22. Столовая
168,75
1440
0,12
23. Лаборатория
274,2857
1620
0,17
24. Насосная
444,7059
864
0,51
25. Материальный склад
102
7200
0,01
26. Проходные (4шт.), на каждую
11,29412
54
0,21
При плотности нагрузки до 0.2 кВ·А/м2 целесообразно применять трансформаторы мощностью 1000 кВ·А.
В результате анализа мощности, площади и месторасположения цехов предполагается установка трансформаторов 1000 кВ·А.
продолжение
--PAGE_BREAK--3.1 Определение числа трансформаторов
Минимальное число трансформаторов одной мощности
, (3.2)
где РМS— суммарная мощность цехов, где установлены трансформаторы одной мощности, кВт;
Кз – коэффициент загрузки трансформаторов;
Sн.т.– номинальная мощность трансформатора, кВА.
DN– добавка до ближайшего целого числа.
Оптимальное число трансформаторов
, (3.3)
где m– дополнительное число трансформаторов, определяется по рисунку 4.7/6/.
Число трансформаторов мощностью 1000 кВ·А
Выбираем 11 трансформаторов.
3.2. Выбор местоположения ТП и распределение нагрузок по ТП
На проектируемом заводе устанавливаются КТП с трансформаторами ТМЗ 1000/10
№ КТП
№ Цехов
Р, кВт
Q, квар
N, шт
S, кВА
Кз
Sнт, кВА
1
9,10,19,3,5,20,15,26,13
3183,0
3427,1
4
4677,3
0,7958
1000
2
7,12,14,11,17,24,16,25,26
3157,7
3178,79
4
4480,6
0,7894
1000
3
1,8,4,6,18,21,23,2,22,26,26
2457
3298,06
3
4112,7
0,819
1000
Таблица 3.2 – Распределение нагрузки по ТП
3.2.1 Расчёт реактивной мощности, подлежащей компенсации на стороне низшего напряжения
Наибольшая реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы
, (3.4)
Для трансформаторов установленных на ТП 1:
Мощность БСК на ТП
(3.5)
где QмΣ– суммарная реактивная мощность цеховых ТП.
Мощность БСК, приходящаяся на один трансформатор
(3.6)
3.2.2 Определение центра электрических нагрузок
Расчёт производится по формулам
, (3.7)
, (3.8)
где xo, yo– координаты центра электрических нагрузок;
хI, yIкоординаты i-го цеха;
РМI– мощность i-го цеха.
Расчетные данные представлены в таблице 3.3
Таблица 3.3 – Определение цента электрических нагрузок
Наименование цехов
РН, кВт
x
y
Pi*xi
Pi*yi
1. Инструментальный цех
180
103
260
18540
46800
2. Заводоуправление
123,5
410
9
50635
1111,5
3. Механический цех №1
99
220
460
21780
45540
4. Штамповочный цех
967,5
580
230
561150
222525
5.Механический цех №2
720
220
380
158400
273600
6. Компрессорная
217,5
95
180
20662,5
39150
7. Штамповочный цех деталей корпуса
652,5
825
410
538312,5
267525
8. Термический цех
528
280
230
147840
121440
9.Литейная черных металлов
675
410
605
276750
408375
10.Литейная черных металлов
324
215
605
69660
196020
11. Гальванический цех
533
810
260
431730
138580
12. Цех обработки блоков двигателей
331,2
1015
305
336168
101016
13. Цех обработки поршней
330
1015
385
334950
127050
14. Цех обработки двигателей
462
1015
200
468930
92400
15. Токарный цех
362,5
990
620
358875
224750
16. Цех диагностики двигателей
168
885
65
148680
10920
17. Гальванический цех
533
810
160
431730
85280
18. Гараж
52,5
105
90
5512,5
4725
19. Цех производства мелких серий
192
645
620
123840
119040
20. Сборочный цех машин
472,5
510
430
240975
203175
21. Экспериментальный цех
212
280
95
59360
20140
22. Столовая
112,5
470
30
52875
3375
23. Лаборатория
160
280
9
44800
1440
24. Насосная
315
800
60
252000
18900
25. Материальный склад
42,5
1020
65
43350
2762,5
26. Проходные (4шт.), на каждую
8
3
610
24
4880
Координаты центра электрических нагрузок:
, м
, м.
3.2.3 Выбор местоположения ГПП
ГПП устанавливается в центр электрических нагрузок, так как уменьшается длина кабельных линий до наиболее мощных потребителей. В центре электрических нагрузок места недостаточно, поэтому переносим ГПП на свободное место. Расположение ГПП на территории завода показано на генплане.
3.2.4 Составление схемы электроснабжения предприятия
Электроснабжение предприятия осуществляется по двухступенчатой схеме питания. По категории надёжности, основную долю составляют потребители второй категории. На РП применяют одинарные, секционированные системы шин. В нормальном режиме секции сборных шин работают раздельно. В случае аварии нагрузка повреждённой магистрали переключается на другую секцию шин.
3.2.5 Уточнение реактивной мощности подлежащей компенсации
продолжение
--PAGE_BREAK--Дополнительная реактивная мощность для снижения потерь мощности в трансформаторе:
, (3.9)
где QМ(Тпi) – суммарная реактивная мощность ТП, квар;
NТР – число трансформаторов на ТП;
g — коэффициент, зависящий от схемы электроснабжения предприятия, способа питания ТП (магистральное или радиальное), от удаленности ТП от ГПП или РП.
1. Если ТП питается от ГПП по магистралям:
на магистрали 3 трансформатора, то
, (3.10)
2. Если Тп питается от РП без СД, то
, (3.11)
где Кр1 – коэффициент, зависящий от региона, Кр1 = 9 (для Дальнего Востока);
3. Если ТП питается от РП с СД, то g=0
Расчёт приводится на примере ТП 1
Если Qнк2ТП i получается отрицательным числом, то принимаем Qнк2ТП i= 0.
Суммарная реактивная мощность НБК на напряжении 0.4 кВ
, (3.12)
Если QнкТП I получается больше чем QМ ТП I то за мощность QнкТП Iпринимается QМ ТП I.
Батареи конденсаторов ставятся на каждый трансформатор, т.е. каждая батарея выбирается по мощности
QнкТПi/ NТПI
Результаты расчёта представлены в таблице 3.4
Таблица 3.4 – Реактивная мощность подлежащая компенсации
N
S
Qmax(t)
Qnk1
Qnk`1
Y
Qnk2
Qnk
Qnk/n
1
4
1000
0,104983614
3427,19
856,79
0,15
3427,19
856,79
2
3
1000
0,096761982
3178,79
794,69
0,15
3178,79
794,69
3
3
1000
0,119045204
3298,06
1099,35
0,3
0,1190
3298,06
1099,35
3.2.6 Выбор низковольтных БСК
Выбираются комплектные конденсаторные установки напряжением 0.38 кВ с автоматическим регулированием по напряжению.
Таблица 3.5 – Выбор БСК на 0.4 кВ
№ТП
N
Qnk/n
Тип
Q
Qбск
Q`бк
1
4
856,79
2*УКЛН-0.38-1200-108УЗ
1*УКЛН-0.38-1000-150УЗ
2400
1000
3400
27,17
2
4
794,69
3*УКЛН-0.38-1000-108УЗ
3000
3000
178,79
3
3
1099,35
2*УКЛН-0.38-1000-150УЗ
1*УКЛН-0.38-1200-36УЗ
2000
1200
3200
98,06
продолжение
--PAGE_BREAK--
3.3. Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП
По таблице 4.16 выбираются трансформаторы типа ТМЗ-1000/10 В таблице 3.6 представлены технические данные трансформаторов.
Таблица 3.6 – Паспортные данные трансформаторов
Тип
S
Pхх
Pкз
Uк
iх
ТМЗ -1000/10
1000
2,27
7,6
5.5
2
Приведённые потери активной и реактивной мощности для режимов холостого хода (ХХ) и короткого замыкания (КЗ) находится следующим образом
, (3.13)
, (3.14)
где КПП – количество активной мощности, необходимое для передачи 1 квар реактивной мощности через трансформатор. Для цеховых ТП КПП=0.07 кВт/квар;
DQХХ, DQКЗ – потери реактивной мощности в режимах ХХ и КЗ
, (3.15)
, (3.16)
Для трансформатора мощностью 1000 кВ·А
,
,
,
Тип трансфориатора
Qxx, квар
Qкз, квар
P`xx, кВт
P`кз, кВт
ТМЗ — 1000-0,4
20
55
3,67
11,45
Расчёт потерь мощности в трансформаторах на ТП приводится на примере ТП 1 с трансформаторами ТМЗ 1000/10
Полная фактическая мощность ТП
, (3.17)
,
Коэффициент загрузки трансформатора
,
(3.18)
Приведённые потери активной мощности на ТП
, (3.19)
Потери реактивной мощности на ТП
, (3.20)
(3.21)
Результаты расчёта представлены в таблице 3.8
Таблица 3.8 – Потери в трансформаторах на ТП
№ КТП
N
S
P
Q`бк
Sm
Kз
Kз^2
Pтр
Qтр
Qбк
1
4
1000
3183,00
27,19
4677,3
0,7958
0,6225
23,08
241,5
268,7
2
4
1000
3157,7
178,79
4480,6
0,7894
0,5996
36,656
133,51
75,705
3
3
1000
2457
98,06
4112,7
0,819
0,6101
37,076
134,96
158,87
3.4. Определение реактивной мощности, вырабатываемой синхронными двигателями
Синхронные двигатели используют в качестве источников реактивной мощности.
Определим коэффициент загрузки двигателя:
где Р1 – активная мощность одного двигателя
Рнå— номинальная суммарная мощность двигателей в цехе;
Рн.СД = 500 кВт – номинальная мощность двигателя.
Qн.СД= 325 квар – номинальная реактивная мощность СД; К1 = 5,6 кВт, К2 = 4,06 кВт.
QСД= Кз* Qн.СД= 0,25*325 = 81,25 квар.
Определяем экономически целесообразную реактивную мощность, получаемую от СД.
где Звк – удельная стоимость одного квар реактивной мощности БСК;
Срп – стоимость 1кВт генерирующей мощности.
С’рп = 657,8 руб/мес.
Срп = 12*С’рп = 12*657,8 = 7893.6 руб.
где Ен = 0,12; ЕА1 = 0,075; Ет.р.1 = 0,008; ЕА2 = 0,063; Ет.р.2 = 0,01;
Qбат– номинальная мощность батареи, принимается ближайшей к Qн.СД
УК – 10 – 1 – У3: Qбат= 300 квар;
Кбат – стоимость батареи,
Кбат = 132,2 т. руб.;
Кяч – стоимость ячейки
Кяч = 264,6 т.руб
.
DРуд = 0,003 кВт/квар – количество активной мощности на выработку 1 квар реактивной мощности
Так как QСД Э
4. Расчёт и построение картограммы электрических нагрузок
Картограмма электрических нагрузок представляет собой круговую диаграмму, площадью которой является мощность, а сектора показываю соотношение нагрузок: силовая 0.4кВ, силовая 10 кВ и осветительная нагрузка. Картограмма даёт представление о распределении нагрузок цехов по территории предприятия. Считается, что электрические нагрузки в цехах расположены равномерно. Значение радиуса диаграммы находят из условия равенства расчётной мощности цеха Рiв выбранном масштабе площади круга
Рi=π·ri2·m, (4.1)
где m– масштабный коэффициент, равный 4 кВт/м2;
Pi– расчётная мощность цеха, равная сумме силовой на 0.4 и 10 кВ и осветительной нагрузок;
ri– радиус круга, м.
Радиус окружности:
, (4.2)
Далее производится определение угла α, показывающего, какую долю занимает высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка в составе общей нагрузки цеха
, (4.3)
где РJ– высоковольтная, осветительная или низковольтная нагрузка, кВт;
Рi — суммарная нагрузка цеха, кВт.
Углы секторов считаются в градусах, а радиусы картограмм в м.
Результаты расчёта представлены в таблице 4.1
Таблица 4.1 – Данные для построения картограмм электрических нагрузок
№
Сумм. мощ.
0,4кВ
освещ
10кВ
R
0,4
10
освещ
1. Инструментальный цех
291,6
180,0
122,8
14
260,3
99,7
2. Заводоуправление
148,0
123,5
29,4
10
308,9
51,1
3. Механический цех №1
230,9
99,0
145,0
12
229,1
130,9
4. Штамповочный цех
1235,5
967,5
294,8
28
295,8
64,2
5.Механический цех №2
206,9
75,0
145,0
11
219,9
140,1
6. Компрессорная
3622,6
217,5
16,6
3390
48
185,6
173,7
0,8
7. Штамповочный цех деталей корпуса
1910,5
652,5
294,8
990
35
217,1
112,5
30,5
8. Термический цех
947,5
528,0
461,5
25
249,5
0,0
110,5
9.Литейная черных металлов
4236,0
675,0
749,1
2880
52
195,6
133,0
31,4
10.Литейная черных металлов
2382,3
324,0
779,1
1350
39
193,1
109,4
57,4
11. Гальванический цех
713,8
533,0
198,9
21
287,2
72,8
12. Цех обработки блоков двигателей
463,8
331,2
145,8
17
280,0
80,0
13. Цех обработки поршней
413,0
330,0
91,3
16
299,7
60,3
14. Цех обработки двигателей
545,0
462,0
91,3
19
312,4
47,6
15. Токарный цех
495,1
362,5
145,8
18
284,0
76,0
16. Цех диагностики двигателей
293,6
168,0
138,1
14
252,1
107,9
17. Гальванический цех
704,8
533,0
188,9
21
289,5
70,5
18. Гараж
146,0
52,5
102,8
10
219,5
140,5
19. Цех производства мелких серий
334,3
192,0
156,6
15
252,5
107,5
20. Сборочный цех машин
905,8
472,5
476,6
24
243,5
116,5
21. Экспериментальный цех
276,7
212,0
71,2
13
291,8
68,2
22. Столовая
134,2
112,5
26,1
9
309,8
50,2
23. Лаборатория
184,5
160,0
29,4
11
317,8
42,2
24. Насосная
327,5
315,0
13,7
14
346,8
13,2
25. Материальный склад
75,8
42,5
36,6
7
250,2
109,8
26. Проходные (4шт.), на каждую
8,6
8,0
0,7
2
336,1
23,9
продолжение
--PAGE_BREAK--5 Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП
Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора может быть отключена.
В настоящее время энергоснабжающая организация задает для проектируемых и действующих предприятий значение оптимальной реактивной мощности QЭ1, передаваемой из энергосистемы в сеть предприятия в период максимальных нагрузок энергосистемы. Если энергосистема не обеспечивает предприятие полностью реактивной мощностью в указанный период, то на предприятии должны быть установлены компенсирующие устройства.
Основным требованием при выборе числа и мощности трансформаторов на ГПП являются: надежность электроснабжения потребителей и минимум приведенных затрат на трансформаторы. Надежность электроснабжения потребителей обеспечивается резервом, вводимым автоматически или действием дежурного персонала. Для установки на ГПП принимаем к установке два трансформатора, учитывая наличие потребителей IIкатегорий надежности.
На ГПП устанавливаем два трансформатора, т.к. на заводе есть потребители первой и второй категории. Расчёт трансформаторов ведём для двух напряжений 35 кВ и 110 кВ.
Выбор трансформаторов на ГПП по коэффициенту загрузки
(5.1)
где Рмå— суммарная активная расчетная мощность завода
Рмå= КРМ •[å(Рм ТПi + DРТР) + åРм В/Н] (5.2)
Кр.м – коэффициент разновременности максимумов электрических нагрузок;
Рмå= 0,9•[(8773.7+97.8) + 8610] = 16594.35 кВт
Оптимальная реактивная мощность, получаемая от энергосистемы в период максимума нагрузок QЭ1, определяется двумя способами.
Первый способ:
QЭ1=α·РМΣ, (5.3)
где α = 0.2 для U=35 кВ; QЭ1=0.2·16594.35 =3318.9, квар
α = 0.25 для U=110 кВ; QЭ1=0.25·16594.35 =4148.6, квар
5.1 Выбор числа и мощности трансформаторов
Основную долю потребителей составляет IIкатегория, поэтому на ГПП устанавливаются два масляных трансформатора.
Полная расчётная мощность завода
, (5.4)
где Кр.м – коэффициент разновременности максимумов электрических нагрузок, КРМ=0.85¸0.95, по /12/;
Для U=35 кВ
Для U=110 кВ ,
Так как на ГПП установлено два трансформатора то мощность каждого из них
SНТР³, (5.5)
где 0.75 – принимаемый коэффициент загрузки
Для U=35 кВ SНТР³,
Для U=110 кВ SНТР³,
Принимается мощность трансформаторов на ГПП 2 трансформатора 10000 кВ·А.
Необходимо проверить возможность аварийной ситуации (отключение одного из трансформаторов) без отключения потребителей Iи II-ой категории.
По таблице принимаются к установке трансформаторы ТДН-10000/35 и
ТДН-10000/110. Паспортные данные трансформаторов представлены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 – Технические данные трансформаторов на ГПП
Тип тр-ра
Sнт
Uн, кВ
Потери
Uk, %
Iх, %
ВН
НН
ХХ
КЗ
ТДН-10000/35
10000
35
6,3; 11
14,5
65
7,5
0,8
ТДН-10000/110
10000
115
6,6;11
14
58
10,5
0,9
5.2 Расчёт потерь мощности и энергии в трансформаторах на ГПП
Расчет потерь мощности в трансформаторах ГПП аналогичен расчету, приведенному в Р3 п. 3.4 по формулам 3.13 – 3.20.
КПП для заводских подстанций принимается равным 0.05
кВт,
, кВт
, кВт
, кВт
Коэффициент загрузки трансформаторов
,
Приведенные потери активной мощности в трансформаторах
Потери реактивной мощности в трансформаторах
Потери энергии в трансформаторах определяются по формуле
(5.7)
где – время включения трансформатора, принимается равным 8760 часов.
МВт·ч/год
МВт·ч/год
Результаты расчёта сведены в таблицу 5.3
Таблица 5.3 Потери мощности и энергии в трансформаторах на ГПП
Напряжение, кВ
Sмзав, кВА
Nтр*Sном, кВА
Kз
P`тр, кВт
Qтр, квар
W, МВт*ч/год
35
10153.8
20000
0,5077
156,84
546,64
1163598.25
110
10263
20000
0,513
191,16
732,65
1443064.9
продолжение
--PAGE_BREAK--6 Выбор рационального напряжения питающих ЛЭП
При выборе рационального напряжения питающих ЛЭП решаются вопросы технико-экономического характера. Здесь можно выделить два варианта:
– предприятие получает питание со средних шин районной подстанции напряжением 35 кВ. В этом случае устанавливается сравнительно недорогое оборудование на ГПП, но предлагаются больше потери электроэнергии в линиях;
– предприятие получает питание на напряжении Uн=110 кВ от шин первичного напряжения районной подстанции. В этом случае достаточно большие капитальные вложения на оборудование ГПП, но достаточно малые потери электроэнергии в линиях.
6.1 Расчёт и проверка сечений питающих ЛЭП
Экономическое сечение проводов линий электропередач вычисляется по формуле
(6.1)
где JЭ – экономическая плотность тока, принимается в зависимости от величины по таблице 1.3.36 /1/ равной 1.4 А/мм;
– максимальный ток в линии.
Максимальный ток в линии
(6.2)
где S’МЗАВ – мощность завода, с учётом потерь в трансформаторах на ГПП
, (6.3)
Вариант 1 U= 35 кВ
, кВ·А
, А
мм
Принимается 2-х-цепная ЛЭП на железобетонных опорах сечением провода
S= 70 мм, А, по /2/.
Проверка выбранного сечения проводов по допустимому току
(6.4)
где КПЕР – коэффициент перегрузки, принимается равным 1.3
А А
Условие выполняется.
Стоимость сооружения воздушных линий – 12,5 тыс. руб/ км по таблице 2-7 /10 /, опоры железобетонные двухцепные с одновременной подвеской двух цепей.
Вариант 2 U= 110 кВ
, кВ·А
, А
мм
Принимается 2-х-цепная ЛЭП сечением 70 мм, IДОП=265 А на железобетонных опорах по /2/.
Проверка выбранного сечения проводов по допустимому току в аварийном режиме
АА
Условие выполняется.
Стоимость сооружения воздушных линий 13,5 тыс. руб/ км ( см. таблицу 2-9 /10/ ), опоры железобетонные двухцепные с одновременной подвеской двух цепей.
6.2 Определение потерь энергии в ЛЭП
Потери энергии в линиях электропередач
(6.5)
где n– число линий;
– потери мощности на одну цепь, принимаются для U= 35 кВ по таблице П.4.3 /2/ равными кВт/км, для U= 110 кВ равными кВт/км;
– длина линии;
– время максимальных потерь;
– коэффициент загрузки линии
( 6.6)
Вариант 1 U= 35 кВ
,
, МВт·ч
Вариант 2 U= 110 кВ
,
, МВт·ч
продолжение
--PAGE_BREAK--6.3 Технико-экономическое обоснование напряжения питающих ЛЭП с учетом стоимости ГПП
Капитальные затраты на основное оборудование ГПП и строительство ЛЭП берутся по /2/ и приводятся к ценам 2007 года.
Стоимость с учетом удорожания
КОБ=КОБ89г·КУД, (6.7)
где КОБ89г – цены на оборудование в 1989г.;
КУД – коэффициент удорожания на 2007г.
В экономических расчётах для сравнения двух вариантов используется метод срока окупаемости. Так же можно выбирать наиболее экономичный вариант по минимуму приведенных затрат
(6.8)
где К– единовременные капитальные вложения, тыс. руб.;
ЕН– нормативный коэффициент экономической эффективности, ЕН=0.12;
сЭ– суммарные ежегодные эксплуатационные расходы.
Единовременные капитальные вложения
К=КΣОБ+КЛЭП (6.9)
где КΣОБ – суммарные затраты на оборудование;
КЛЭП – капитальные затраты на ЛЭП.
Суммарные затраты на оборудование
КΣОБ=КВ+КТР+КР+КО+Кк+КОПН, (6.10)
где КВ – стоимость головных выключателей на районной подстанции;
КТР – капитальные затраты на трансформаторы;
КР – капитальные затраты на разъединители;
КО – капитальные затраты на отделители;
КК – капитальные затраты на короткозамыкатели;
КОПН – капитальные затраты на ОПН;
Капитальные затраты на ЛЭП
КЛЭП=К’УД·L, (6.11)
где L– длина линии, км.;
К’УД– удельная стоимость 1 км линии, по таблицам 10.14-10.15 /2/,
Годовые эксплуатационные расходы
сЭ=сЭΣ+сDW, (6.12)
где сЭΣ – суммарные ежегодные эксплуатационные расходы;
сDW– суммарная стоимость потерь электроэнергии.
Величина сЭΣ определяется по формуле
сЭΣ=сЭ.ОБ+сЭ.ЛЭП, (6.13)
где сЭ.ОБ – эксплуатационные расходы на оборудование;
сЭ.ЛЭП – эксплуатационные расходы на ЛЭП.
Величина сDWопределяется по формуле
сDW= сDWТР+ сDW.ЛЭП, (6.14)
где сDWТР– стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах ГПП;
сDW.ЛЭП– стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП.
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах
сDWТР=DWА.ТР·с, (6.15)
где DWА.ТР– потери электроэнергии в трансформаторах ГПП, смотри Р5 п.5.3;
с– удельная стоимость ежегодных потерь электроэнергии
с=со+, (6.16)
Таблица 6.1 Удельная стоимость электроэнергии
Стоимость электроэнергии
Со, руб/кВт ч
Срп руб/кВт/год
С, руб/кВт ч
35 кВ
0.99
6360
2.0247
110кВ
0.66
5220
1.50933
Стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП определяется по формуле
сDW.ЛЭП=DWЛЭП·с, (6.17)
где DWЛЭП– потери электроэнергии в ЛЭП,
Эксплуатационные расходы на оборудование вычисляется по формуле
сЭ.ОБ=сА.ОБ+сТ.Р.ОБ, (6.18)
где сА.ОБ – отчисление на амортизацию;
сТ.Р.ОБ – отчисление на текущий ремонт оборудования.
Отчисления на амортизацию
сА.ОБ=КΣОБ·ЕАОБ, (6.19)
где ЕАОБ – коэффициент отчислений на амортизацию, ЕАОБ=0.063, принимается по /12/.
Отчисления на текущий ремонт
сТ.Р.ОБ= КΣОБ·ЕТ.Р.ОБ., (6.20)
где ЕТ.РОБ. – коэффициент отчислений на текущий ремонт, ЕТ.Р.ОБ.=0.01 принимается по /12/.
Эксплуатационные расходы на ЛЭП рассчитываются аналогично по формулам 6.18, 6.19 и 6.20 только ЕТ.Р.ЛЭП=0.004, ЕАЛЭП=0.028.
Пример расчета приводится для Варианта № 1, U= 35 кВ.
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах
сDWТР=2.0247*384394.0666/1000=724.475, тыс. руб.
Стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП
сDW.ЛЭП=2.0247*5689.22=10722.586, тыс. руб.
Суммарная стоимость потерь электроэнергии
сDW=724.475+10722.586=11447.06, тыс. руб.
Таблица 6.2 – Суммарные капитальные затраты на оборудование ГПП и на ЛЭП
Технико-экономическое обоснование напряжения питающих ЛЭП
Оборудование
Количество, шт
Цена, тыс руб/шт
* Куд
КΣ, тыс руб
Вариант №1 Uн=35 кВ
ЛЭП: ж/б опоры, двухцепная, АС-70
40
13.5
528
21120
ГПП-35-III-210000 А2
1
180,69
6537.6
6537.6
КΣОБ
6537.6
К
27657.6
Вариант №2 Uн=110 кВ
ЛЭП: ж/б опоры, двухцепная, АС-70
40
13.5
528
21120
ГПП-110-III-210000 А2
1
205.19
7145.6
7145.6
КΣОБ
7145.6
К
28265.6
Отчисления на амортизацию оборудования
сА.ОБ=6537.6·0.063=411.89, тыс. руб.
Отчисления на текущий ремонт
сТ.Р.ОБ= 6537.6·0.01=65.37, тыс. руб.
Эксплуатационные расходы на оборудование
сЭ.ОБ=411.89+65.37=477.26, тыс. руб.
Отчисления на амортизацию ЛЭП
сА.ЛЭП=21120·0.028=591.36, тыс. руб.
Отчисления на текущий ремонт ЛЭП
сТ.Р.ЛЭП= 21120·0.004=84.48, тыс. руб.
Эксплуатационные расходы на ЛЭП
сЭЛЭП =591.36+84.48=675.84, тыс. руб.
Издержки на эксплуатацию
сЭΣ=477.26+675.84=1153.1, тыс. руб.
Годовые эксплуатационные расходы
сЭ=11447.06+2694.846=14141.906, тыс. руб.
По 6.8 определяется минимум приведённых затрат
З=27657.6·0.12+14141.906=17460.818, тыс. руб.
Для напряжения 110 кВ расчёт аналогичен, результаты расчётов представлены в таблице 6.3.
Таблица 6.3 – Технико-экономическое сравнение вариантов
Технико-экономическое сравнение вариантов
Наименование
Стоимость, тыс. руб.
Вариант №1 U=35 кВ.
Вариант №2 U=110 кВ.
сDWТР
724.475
754.8
сDW.ЛЭП
10722.586
3315.51
сDW
11447.06
4070.31
сА.ОБ
411.89
450.2
сТ.Р.ОБ
65.37
71.46
сЭ.ОБ
477.26
521.656
сА.ЛЭП
591.36
192.64
сТ.Р.ЛЭП
84.48
27.52
сЭЛЭП
675.84
220.16
сЭΣ
1153.1
741.816
сЭ
1877.575
1496.616
З
5196.487
3179.688
По результатам расчёта видно, что вариант №2 более экономичный.
Предприятие питается от районной подстанции на напряжении 110 кВ
продолжение
--PAGE_BREAK--7. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения. Выбор высоковольтных батарей статических конденсаторов и определение мест их установки
Высоковольтные батареи статических конденсаторов устанавливаются на шинах ГПП и РП, за исключением РП к которым подключены СД. БСК служат для снижения реактивной нагрузки предприятия, отсюда повышение коэффициента мощности и снижение потерь в кабельных линиях.
Суммарную мощность высоковольтных батарей конденсаторов определяем из условия баланса реактивной мощности
, (7.1)
где – суммарная реактивная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ ГПП, она суммируется из нагрузки 0.4 и 10 кВ;
– потери реактивной мощности в трансформаторах на ГПП;
– реактивная мощность, получаемая от энергосистемы;
åQСДЭ– экономически целесообразная мощность получаемая от СД.
Не скомпенсированная реактивная нагрузка на шинах РП определяется с учетом компенсации на стороне 0.4 кВ, потерь в трансформаторах и реактивной мощности высоковольтных электроприемников:
, (7.2)
где – нагрузка высоковольтных ЭП на РП;
– фактическая реактивная нагрузка на шинах 10 кВ ТП;
Определяется реактивная нагрузка на шинах РП1:
QРП2= 0+1190.58=1190.58, квар
На РП2 устанавливаются УКЛ-10,5-1000 У1по таблице 2.192 /3/;
На РП3 устанавливаются 3 х УКЛ-10,5-1600 У1
На РП4 устанавливаются 2 х УКЛ-10,5-1600 У1
Результаты сведены в таблицу 7.1
Таблица 7.1- Выбор типа высоковольтных БСК
РП2
РП3
РП4
Qтп
3427.19
2732.72
Qм10
1190.58
1784.86
742.5
Qрп
1190.58
5212.05
3475.22
Суммарная мощность высоковольтных батарей
Qрп
9877.85
Qтр
732,76
Qэ1
4148,6
Qсдэ
771
Qзав
5690.7
Установка БСК 3*УК-10,5-1600У1
8. Расчёт сети внутризаводского электроснабжения
8.1 Уточнение варианта схемы электроснабжения с учётом высоковольтной нагрузки
Распределение сети на территории промышленного предприятия выполняется воздушными и кабельными линиями и токопроводами. Воздушные линии позволяют экономично передавать и распределять электроэнергию. Однако, сложность прокладки линий по территории промышленного предприятия ограничивает область их применения. Кабельные линии более универсальны, так как могут прокладываться в траншеях, туннелях, блоках, открыто по стенам или под перекрытиями зданий.
РП размещают в цехах, где располагается высоковольтная нагрузка. За счёт этого достигается уменьшение длины кабельных линий, а, следовательно потерь и осуществляется максимальное приближение потребителей к источнику питания. Резко переменные нагрузки – ДСП, подключают непосредственно к шинам ГПП.
продолжение
--PAGE_BREAK--8.2 Расчёт сечений кабельных линий на 10 кВ
Для расчёта сечений КЛ сеть внутреннего электроснабжения разбивается на участки и находятся максимальные расчётные токи, протекающие по участкам
, (8.1)
где SУЧ – мощность, протекающая по участку, кВ·А;
UНОМ – номинальное напряжение, кВ;
n – число кабелей.
Расчёт приводится на примере участка ГПП-РП1
Выбор сечений кабельных линий производится по экономической плотности тока. Для ТМ = 6146.6ч. и кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами определяем jЭ = 1.2 по таблице 1.3.36 /1/. Далее определяется наиболее экономичное сечение кабеля
, (8.2)
Мощность, протекающая по участку определяется в зависимости от числа трансформаторов на ТП.
РУЧ=, (8.3)
QУЧ=, (8.4)
где РМ, QМ, — сумма активных и реактивных мощностей, проходящих по участку;
NТР – число трансформаторов на ТП.
Полная мощность, протекающая по участку
SУЧ=, (8.5)
На магистрали, мощность участка определяется как сумма мощностей питаемых ТП.
Участок ГПП-РП1
Мощности, протекающие по участкам
РУЧ=ΣРМТП+ΣРМ10кВ, (8.6)
где ΣРМТП – сумма активных нагрузок ТП, питающихся от РП1;
ΣРМ10кВ – сумма высоковольтных нагрузок, питающихся от РП1
QУЧ=ΣQВКТП+ΣQМ10кВ-QВБК, (8.7)
где ΣQВКТП – сумма реактивных нагрузок ТП, питающихся от РП1;
ΣQМ10кВ – сумма высоковольтных реактивных нагрузок, питающихся от РП1;
QВБК – реактивная мощность, вырабатываемая конденсаторными батареями. Если к РП присоединены СД, то вместо QВБК подставляется QСДЭ
РУЧ=3390+2457=5847, кВт
QУЧ=2231.27+2542,5-192.75= 4581.02, квар
SУЧ = кВ·А
По формуле (8.1) находится максимальный расчётный ток
Участок ГПП-РП1
, А
По формуле (8.2) определяется экономичное сечение КЛ
Участок ГПП-РП1
, мм2
По таблице 2.24 /2/ выбираются стандартные сечения КЛ и выписываются их длительно допустимые токи. Принимается кабель с бумажной изоляцией
Участок ГПП-РП1
qСТ=185 мм2 IДОП=360 А
Проверка осуществляется по нагреву расчетным током, в качестве которого принимается ток послеаварийного режима. При этом длительно допустимый ток выбранного сечения должен быть больше расчетного тока.
I’ДОП > IР.АВ , (8.7)
IР.АВ = 2· IР , (8.8)
I’ДОП = КС.Н ·КП· IДОП, (8.9)
где КСН – коэффициент снижения токовой нагрузки при прокладке нескольких кабелей в траншее и зависит от числа кабелей в одной траншее и расстояния между ними. Принимается по наиболее тяжёлому участку. Определяется по таблице 1.3.26/1/. Принимаются расстояние между кабелями 200 мм;
КN – коэффициент аварийной перегрузки, равный 1.3
Участок ГПП-РП1
IР.АВ=2·204.2 =408.4, А
I’ДОП = 0,92·1.3· 360=430.56, А
Для других участков сети расчёт аналогичен и приведён в таблице 8.1
Участок
Рм, кВт
Qм, квар
Sм, кВА
Iрасч, A
qрасч, мм2
qст, мм2
Iдоп, А
Iав, А
I'доп, А
Кn
Nкаб
ГПП-РП1
5847
4581
7428
204,2
170,18
185
360
408,4
430,56
0,92
2
ГПП-РП2
3390
190,5
3395
93,35
77,70
95
205
186,7
245,18
0,92
2
ГПП-РП3
6063
412
6077
167,1
139,28
150
305
334,1
364,78
0,92
2
ГПП-РП4
4147,7
275,2
4157
114,3
95,36
120
240
228,6
287,04
0,92
2
РП1.1-ТП3.1
3898
3054,3
4952
136,1
113,52
120
240
272,3
287,04
0,92
2
ТП3.3-ТП3.1
1949
1527,7
2476
68,07
56,26
70
165
136,1
197,34
0,92
2
РП1.2-ТП3.2
1949
1527,7
2476
68,07
56,26
70
165
136,1
197,34
0,92
2
РП3.1-ТП1.1
3031,5
206,5
3038
83,54
69,4
70
165
167,1
197,34
0,92
2
ТП1.1.-ТП1.3
1515,75
103,3
1519
41,77
34,7
50
140
83,54
167,44
0,92
2
ТП1.2.-ТП1.4
1515,75
103,3
1519
41,77
34,7
50
140
83,54
167,44
0,92
2
РП4.1-ТП2.1
2073,85
137,8
2078
57,14
47,8
50
140
114,3
167,44
0,92
2
ТП2.1.-ТП2.3
1036,925
68,4
1039
28,57
23,09
35
115
57,14
137,54
0,92
2
ТП2.2.-ТП2.4
1036,925
68,4
1039
28,57
23,09
35
115
57,14
137,54
0,92
2
Таблица 8.1 – Расчёт сечений КЛ на 10 Кв
продолжение
--PAGE_BREAK--8.3 Расчёт сечений кабельных линий на 0.4 кВ
Расчёт осуществляется для КЛ питающих РУ 0.4 кВ от ТП. Выбор кабелей производится по длительно допустимому току, из условия Ip≤I’ДОП. Если в траншее проложено более одного кабеля на 0.4 кВ, то так же как и в п.8.2 необходимо учитывать коэффициент снижения токовой нагрузки, КСН.
Определяется расчётный ток
, (8.10)
где UНОМ– номинальное напряжение сети, равное 0.4 кВ;
SР– расчётная мощность цеха, который питается от данного РУ 0.4 кВ
Пример расчёта для ТП1-РУ3 0.4 кВ
, А
По таблице 2.24 /2/ выбирается 2 четырехжильных кабеля с бумажной изоляцией сечением 120мм2, IДОП=270А, КСН=0,92.
Расчёт сечений для остальных РУ 0.4 кВ сведён в таблицу 8.2
Таблица 8.2. – Расчёт сечений КЛ на 0.4 Кв
Участок
Рм уч, кВт
Qм уч, квар
Sм уч, кВА
Iрасч, A
qрасч, мм2
qст, мм2
Iдоп, А
I'доп, А
Кn
N каб
КТП1
3
118,8
138,89
182,8
131,9
109,9
120
270
322,92
0,92
2
5
90,0
105,22
138,5
99,9
83,3
95
230
275,08
0,92
2
9
810,0
826,37
1157,1
278,4
232,0
240
390
410,67
0,81
6
10
388,8
311,93
498,5
179,9
149,9
185
345
390,195
0,87
4
13
396,0
462,98
609,2
219,8
183,2
185
345
390,195
0,87
4
15
435,0
508,57
669,2
241,5
201,2
240
390
441,09
0,87
4
19
230,4
269,37
354,5
255,8
213,2
240
390
466,44
0,92
2
15-26
9,6
5,95
11,3
16,3
13,6
16
120
156
1
1
КТП2
7
783,0
587,25
978,8
235,5
196,2
240
390
410,67
0,81
6
11
639,6
513,14
820,0
197,3
164,4
185
345
363,285
0,81
6
12
397,4
464,66
611,4
220,6
183,9
185
345
390,195
0,87
4
14
554,4
565,60
792,0
285,8
238,2
240
390
441,09
0,87
4
16
201,6
205,67
288,0
207,8
173,2
185
345
412,62
0,92
2
17
639,6
513,14
820,0
197,3
164,4
185
345
363,285
0,81
6
24
378,0
234,26
444,7
160,5
133,7
150
305
344,955
0,87
4
25
51,0
88,33
102,0
73,6
61,3
95
205
245,18
0,92
2
24-26
9,6
5,95
11,3
16,3
13,6
16
120
156
1
1
КТП3
2
1
216,0
252,532
332,3
239,8
199,9
240
390
466,44
0,92
2
2
148,2
111,15
185,3
133,7
111,4
120
270
322,92
0,92
2
4
1161,0
1184,46
1658,6
239,4
199,5
240
390
370,11
0,73
8
6
261,0
195,75
326,3
235,5
196,2
240
390
466,44
0,92
2
8
633,6
392,67
745,4
269,0
224,1
240
390
441,09
0,87
4
18
63,0
73,66
96,9
69,9
58,3
70
200
239,2
0,92
2
21
254,4
259,54
363,4
262,3
218,6
240
390
466,44
0,92
2
22
135,0
101,25
168,8
121,8
101,5
120
270
322,92
0,92
2
23
192,0
195,88
274,3
197,9
165,0
185
345
412,62
0,92
2
1-26
9,6
5,95
11,3
16,3
13,6
16
120
156
1
1
10-26
9,6
5,95
11,3
16,3
13,6
16
120
156
1
1
9. Расчет токов короткого замыкания в узловых точках схемы электроснабжения предприятия
За расчетный вид короткого замыкания (к.з.) для выбора электрических аппаратов и проводников принимается трехфазное к.з. Для расчета тока к.з. предварительно необходимо составить расчетную схему, соответствующую максимальному значению тока к.з. в намеченной точке.
По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой указываются источники питания и все элементы цепи к.з. своими сопротивлениями.
Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.
Расчет токов короткого замыкания в точке К1:
Базисную мощность принимаем Sб = Sс=1000 МВ А.
х*с - сопротивление системы, равно 0,42 о.е.
Для точки К1 базисное напряжение Uб= 115 кВ.
Базисный ток определяем по формуле:
; (9.1)
.
Расчетное индуктивное сопротивление системы:
; (9.2)
.
Расчет токов короткого замыкания по расчетным кривым
Реактивное сопротивление воздушной линии:
, (9.3)
где х0– удельное сопротивление 1 км линии, х0= 0,444 Ом/км для воздушной линии сечением
АС-70;
l— длина линии 14 км,
.
Активное сопротивление воздушной линии:
(9.4)
где r– активное сопротивление 1 км линии:
, (9.5)
где — удельная проводимость алюминиевых проводов 32 м/(Ом*мм2);
S– сечение провода 70 мм2.
.
Результирующее сопротивление до точки К1.
;
Значение периодической составляющей тока короткого замыкания , (9.6)
где kt– кратность тока к.з., определяемая по расчетным кривым /10 / для момента времени t= 0 kt= 1,12
при t= kt= 1,29
Начальное значение периодической слагающей тока короткого замыкания
.
Действующее значение установившегося тока короткого замыкания:
.
Ударный ток к.з. в точке К1:
iуд = kуд=1,8., (9.7)
где kуд – ударный коэффициент kуд= 1,8
Наибольшее действующее значение полного тока к.з.
; (9.8)
Мощность короткого замыкания в точке К1
; (9.9)
Расчет токов короткого замыкания в точке К2:
Для точки К2 базисное напряжение Uб= 10,5 кВ.
Базисный ток
.
Сопротивление трансформаторов
, (9.10)
где UК– напряжение короткого замыкания трансформатора;
Sном т– номинальная мощность трансформатора.
.
Результирующее сопротивление до точки К2
. .Периодическая слагающая тока короткого замыкания для всех моментов времени одинакова и равна.
;
.
Ударный ток к.з. в точке К2
iуд =1,7 .
где значение ударного коэффициента kуд= 1,7 .
Наибольшее действующее значение полного тока к.з.
Мощность короткого замыкания в точке К2:
Расчет токов короткого замыкания в точке К3:
Активное сопротивление кабельной линии
(9.11)
где r— сопротивление 1 км линии определяется по таблице П.2 /17/ r= 0,167 Ом/км;
l— длина кабельной линии 465 м;
.
Индуктивное сопротивление кабельной линии
, (9.12)
где х0 — сопротивление 1 км линии, х0= 0,077 Ом/кмсм. таблицу П.1 /17/.
.
Результирующее сопротивление до точки К3:
;
;
.
Ток короткого замыкания в точке К3:
.
Ударный ток к.з. определяется по формуле:
iуд = kуд,
где kуд – ударный коэффициент kуд= 1,72 определяем по рисунку 5-10 /10/ в зависимости от отношения x/ r= 12,6 / 1,17 = 10,77.
iуд =1,72.
Наибольшее действующее значение полного тока к.з.:
Мощность короткого замыкания в точке К3:
.
Расчет токов короткого замыкания в точке К4:
Активное сопротивление кабельной линии
где r— сопротивление 1 км линии определяется по таблице П.2 /17/ r= 0,443 Ом/км;
l— длина кабельной линии 125 м;
.
Индуктивное сопротивление кабельной линии
,
где х0 — сопротивление 1 км линии, х0= 0,086 Ом/кмсм. таблицу П.1 /17/
.
Результирующее сопротивление до точки К4:
;
;
.
Ток короткого замыкания:
.
Ударный ток к.з. в точке К4
iуд =1,47.
где kуд= 1,47 определяем по рисунку 5-10 / / по отношению x/ r= 25,64 / 5,55 = 4,6.
Наибольшее действующее значение полного тока к.з.
.
Мощность короткого замыкания в точке К4:
.
Расчет токов короткого замыкания в точке К5:
Активное сопротивление кабельной линии
где r— сопротивление 1 км линии определяется по таблице П.2 /17/ r= 0,443 Ом/км;
l— длина кабельной линии 430 м;
.
Индуктивное сопротивление кабельной линии
,
где х0 — сопротивление 1 км линии, х0= 0,086 Ом/кмсм. таблицу П.1 /17/
.
Результирующее сопротивление до точки К5:
;
;
.
Ток короткого замыкания:
.
Ударный ток к.з. в точке К5
iуд =1,47.
где kуд= 1,47 определяем по рисунку 5-10 / / по отношению x/ r= 25,64 / 5,55 = 4,6.
Наибольшее действующее значение полного тока к.з.
.
Мощность короткого замыкания в точке К4:
.
Результаты расчета приведены в таблице 10.1.
Таблица 9.1 — Расчетные значения токов КЗ
Точка КЗ
кА
кА
Iу,
кА
Sк,
кВА
Iуд,
кА
К1
5,63
6,49
8,5
1121,4
14,33
К2
4,83
4,83
6,8
87,8
11,6
К3
4,35
4,35
6,2
79,1
10,58
К4
2,1
2,1
2,52
38,2
4,36
К5
2,18
2,18
2,51
38,2
4,37
9.1. Проверка кабельных линий напряжением 10 кВ на термическую стойкость.
Проверка сечений кабелей на термическую устойчивость производится по условию:
, (9.13)
где Fm– минимальное сечение кабеля по термической стойкости, мм2;
Iкз – ток короткого замыкания, кА;
tф — время действия тока короткого замыкания, с;
С – коэффициент, учитывающий материал жил и тип изоляции, определяется согласно /10/, А, для напряжения 10 кВ С =100.
Время действия тока к.з.:
, (9.14)
где tр.з.— время действия релейной защиты, с;
tв.— полное время отключения выключателя;
Та – постоянная времени замыкания апериодической составляющей тока к.з.,
.
Проверяется кабель на участке ГПП – РП1
Расчетная точка короткого замыкания К3
Сечение кабельной линии 1x185 мм2
Минимальное сечение кабеля по термической стойкости:
,
так как полученное значение меньше сечения выбранного кабеля, следовательно, данный кабель проходит по условию термической стойкости.
Аналогично проверяем остальные сечения кабелей на термическую стойкость.
Результаты сводим в таблицу 9.2
Таблица 9.2 - Выбор кабелей с учетом термической стойкости
10. Экономическая часть
10.1 Расчет электроэнергетической составляющей себестоимости продукции промышленного предприятия
Электроэнергетическая составляющая полной себестоимости продукции промышленного предприятия определяется формулой:
, (10.1)
где — стоимость электроэнергии, потребленной промышленным предприятием за год;
— годовая заработная плата рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия;
— годовые отчисления на социальные нужды;
- годовые амортизационные отчисления на реновацию;
— годовые отчисления в ремонтный фонд;
- стоимость материалов, расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства за год;
— прочие ежегодные затраты.
10.2 Стоимость электроэнергии, потребляемой промышленным предриятием за год
Стоимость потребленной электроэнергии рассчитывается по двухставочному тарифу:
, (10.2)
а - основная ставка за 1 кВт мощности, а= 524 руб/кВт в месяц
где b— дополнительная ставка по тарифу, взимается за один потребленной электроэнергии, b= 0,87;
— наибольшая нагрузка предприятия в часы пика системы, кВт;
— количество электроэнергии, потребленной в течении года, .
— определяется по формуле:
, (10.3)
где — максимальная расчетная нагрузка по предприятию кВт, см. п.5.1;
Тмах= 6146,6 ч, см. п. 1.3;
, см. п. 5.1.
;
продолжение
--PAGE_BREAK-- 10.2 Баланс рабочего времени Таблица 10.1 — Баланс рабочего времени
№
Наименование статей
Значение
Примечание
дни
часы
1
Календарный фонд рабочего времени
365
8760
расчет ведется на 2007 г.
2
Нерабочие дни:
— праздничные
12
-
— выходные
104
-
— всего
116
-
3
Средняя продолжительность рабочего дня
-
8
завод работает по 5-ти,
дневной неделе
4
Номинальный фонд рабочего времени
249
1992
п. 1 – п. 2
5
Неиспользуемое время:
— основного и дополнительного отпуска
33
-
— отпуска учащихся
1,24
-
0,5% от п.4
— не выходы по болезни
7,44
-
3% от п.4
— не выходы в связи с выполнением
государственных обязанностей
1,24
-
0,5% от п.4
— внутрисменные потери
1,24
-
0,5% от п.4
Всего
44,16
-
6
Действительный фонд рабочего времени
203,84
1630,72
п. 4 — п. 5
7
Коэффициент использования рабочего года года
0,822
-
п. 6 / п. 4
10.3 Годовая заработная плата рабочих и ИТР электрохозяйства предприятия
Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия, а также суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства. Эти расчеты сводим в таблицу 14.2.
Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле:
, (10.4)
где Ni - количество единиц i -го оборудования;
— единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;
- количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;
- количество времени, приходящееся на 1ЕРС для текущего ремонта, ч.
Трудоемкость средних ремонтов определяется по формуле:
, (10.5)
где — количество средних ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;
— количество времени, приходящееся на 1EРС для среднего ремонта, .
продолжение
--PAGE_BREAK--Таблица 10.2 — Суммарная величина единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия и трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства продолжение
--PAGE_BREAK--
Число рабочих мест для эксплуатационного персонала определяется по следующей формуле:
, (10.6)
где åEPC— суммарная ремонтная сложность электрохозяйства предприятия;
К - норма обслуживания единицы ремонтной сложности, приходящейся на одного человека, принимается равной 800.
.
Явочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:
, (10.7)
где — количество рабочих смен в течение суток для расчетного предприятия.
.
Суточная численность обслуживающего персонала определяется по формуле:
, (10.8)
где Кирг — коэффициент использования рабочего года.
.
Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов определяется по формуле:
(10.9)
где Фд — действительный фонд рабочего времени;
Квн — коэффициент выполнения нормы, Квн = 1,1.
.
Основная заработная плата рабочих эксплуатационников определяется по формуле:
, (10.10)
где Фд – действительный фонд рабочего времени;
Rспис– списочная численность;
3i– часовая тарифная ставка, для 4 разряда составляет 3i=37 руб. за час.
.
Дополнительная заработная плата составляет 110% от основной заработной платы:
тыс.руб.
Основная заработная плата ремонтных рабочих определяется по формуле:
, (10.11)
где 3i— часовая тарифная ставка, для 4 разряда составляет 3i= 37 руб. за час;
T-суммарная трудоемкость.
Дополнительная заработная плата:
.
Общий годовой фонд по рабочим будет равен:
; (10.12)
Годовой полный фонд заработной платы ИТР определяется по формуле:
. (10.13)
На предприятии работают главный энергетик и два мастера.
Оiк— должностные оклады:
мастер — 6500 руб;
главный энергетик -8500 руб.
Общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия равен:
.
10.4 Годовые отчисления на социальные нужды
Отчисления на социальные нужды производятся в соответствии с существующими параметрами во внебюджетные социальные фонды:
- пенсионный фонд;
- фонд социального страхования;
- фонд занятости;
- фонд обязательного медицинского страхования.
, (10.14)
где aсн— норма отчисления на социальные нужды, aсн=26%.
тыс.руб.
10.5 Годовые амортизационные отчисления на реновацию
Амортизационные отчисления рассчитываются по установленным нормам на реновацию в процентах от первоначальной стоимости электротехнического оборудования и внутризаводских электрических сетей по следующей формуле:
, (10.15)
где — норма амортизационных отчислений на реновацию;
=3,5% — для силового электротехнического оборудования Uдо 150 кВ;
=4,0% — для кабельных линий с алюминиевой оболочкой Uдо 10 кВ;
= 5,3% — для электродвигателей мощностью более 100 кВт;
Ki– капитальные затраты, расчет капитальных затрат приведен в таблице 14.3.
10.6 Годовые отчисления в ремонтный фонд
Расчет производится аналогично амортизационным отчислениям заменой нормы амортизационных отчислений на реновацию на норму амортизационных отчислений на капитальный ремонт:
, (10.16)
где -норма амортизационных отчислений на капитальный ремонт,см. таблицу 10.2 /8/;
=2,9% -для силового электротехнического оборудования Uдо 150 кВ;
=0,3% — для кабельных линий с алюминиевой оболочкой Uдо 10 кВ;
=2,8% - для электродвигателей мощностью более 100 кВт.
10.7 Стоимость материалов расходуемых при текущем ремонте и обслуживании электрохозяйства предприятия за год
Стоимость затрат материалов определяется в процентах к основной заработной плате рабочих по ремонту и обслуживанию оборудования:
тыс. руб,
где αм = 60%.
Таблица 10.3 — Расчет капитальных затрат
10.8 Прочие ежегодные затраты
Величина прочих затрат определяется по формуле:
, (10.17)
где .
10.9 Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции
Результаты расчетов затрат сводим в таблицу 10.4 и определяем суммарные затраты предприятия, обусловленные использованием электроэнергии.
Таблица 10.4 — Расчет суммарных затрат
Наименование
Величина,
тыс. руб
%, к итогу
Стоимость потребленной электроэнергии за год
194339,72
95,33%
Годовая заработная плата рабочих и ИТР
3462,2
1,70%
Годовые отчисления на социальные нужды
900,17
0,44%
Годовые амортизационные отчисления на реновацию
630,88
0,31%
Годовые отчисления в ремонтный фонд
656,55
0,32%
Стоимость материалов
2244,55
1,10%
Прочие ежегодные затраты
1616,56
0,79%
Итого
203850,63
100%
Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции определяется по формуле:
Тариф равен 0,87кВт*ч потребленной электроэнергии
Удельная величина энергетической составляющей себестоимости продукции равна 2 руб/кВтч.
11. Релейная защита
Защита асинхронных электродвигателей
На электродвигателях должны предусматриваться защиты от многофазных КЗ и в случаях, оговоренных далее, защита от однофазных замыканий на землю, защита от токов перегрузки и защита минимального напряжения.
11.1. Выбор уставок срабатывания токовой отсечки
Для двигателей мощностью до 2 МВт применяется одно-релейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия, включенного на разность токов двух фаз, а также токовая двухрелейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия — для электродвигателей мощностью 2 МВт и более, имеющих действующую на отключение защиту от однофазных замыканий на землю, а также для электродвигателей мощностью менее 2 МВт, когда однорелейная защита не удовлетворяет требованиям чувствительности или когда двухрелейная отсечка оказывается целесообразной по исполнению комплектной защиты или применяемого привода с реле прямого действия.
11.1.1Ток срабатывания токовой отсечки.
Первичный ток срабатывания отсечки отстраивается от пускового тока электродвигателя по выражению:
где Котс — коэффициент отстройки, учитывающий помимо апериодических составляющих в токе реле при переходных режимах еще и погрешности реле и необходимый запас, его значения для токовых отсечек на реле РТ-40 принимаются 1.4-1.5 для асинхронных двигателей
Кп— кратность пускового тока, Кп=6;
Iд.н— номинальный ток двигателя.
11.1.2.Ток срабатывания реле.
где К(3)сх — коэффициент схемы в режиме трехфазного КЗ, при включении реле на фазные токи равен 1.
Коэффициент чувствительности.
>2, где — вторичный ток двухфазного КЗ на выводах двигателя при минимальном режиме питающей системы:
, т. е удовлетворяет требованиям ПУЭ.
11.2. Расчет защиты от замыканий на землю обмотки статора
Защита от замыканий на землю электродвигателей напряжением 6-10 кВ, работающих в сети с изолированной нейтралью, выполняется с помощью одного реле типа РТЗ-51, подключенного к трансформатору тока нулевой последовательности (ТНП) типа ТЗ, ТЗЛ, ТЗР. В случае, когда питание двигателя осуществляется по двум параллельным кабелям, вторичные обмотки ТНП каждого кабеля соединяют последовательно и подключают к одному реле.
11.2.1. Ток срабатывания защиты.
Ток срабатывания защиты выбирают из условия несрабатывания защиты при внешнем однофазном замыкании на землю:
где Котс=1,3 — коэффициент отстройки; Кб=2,5 — коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока в момент зажигания дуги;
Ic— установившееся значение собственного емкостного тока защищаемого присоединения.
Значение Ic определяется как сумма емкостных токов двигателя Iсд и линии Iсл от места установки ТНП до линейных выводов двигателя:
где — собственный емкостной ток электродвигателя:
где fн — номинальная частота сети, выражена в герцах;
Сд -емкость фазы статора в фарадах;
Uн— номинальное напряжение двигателя в вольтах.
При отсутствии сведений завода изготовителя для практических расчетов емкость фазы статора можно определять для неявнополюсных синхронных двигателей и асинхронных с короткозамкнутым ротором:
где Sн — номинальная полная мощность двигателя, ;
Uн— номинальное напряжение, кВ;
— емкостной ток кабельной линии, рассчитывается как:
где Iс0— удельный емкостной ток однофазного замыкания на землю /2/, А/км;
l— длина линии, км;
m— число кабелей в линии.
Т.к вычисленный Iсз оказался меньше минимального значения, указанного в табл.5.1 /2/, то Iсз следует принять по таблице.
При определении окончательной уставки реле, подключенного к ТНП в КРУ, необходимо помнить, что ток срабатывания защиты должен быть не только с определенным запасом меньше опасного для электродвигателей тока (10 А -мощностью до 2 МВт и 5 А — мощностью 2 МВт и более), но и обеспечивать чувствительность защиты линии, питающей двигатель, поэтому окончательно принимаем:
Iсз=0,6 А для ТНП типа ТЗЛМ.
11.2.2. Коэффициент чувствительности.
где — суммарный емкостный ток замыкания на землю:
где L∑— суммарная длина кабельных линий;
q— коэффициент, для кабельных линий принимается q=10.
11.3. Расчет защиты от токов перегрузки.
11.3.1. Ток срабатывания защиты.
Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется по условию отстройки от номинального тока двигателя Iн :
где Котс = 1,05 при действии защиты на сигнал, т.к электродвигатель ответственный.
11.3.2. Ток срабатывания реле.
11.3.3. Время срабатывания защиты.
Выдержка времени защиты от перегрузки tсзвыбирается из условия надежного несрабатывания при пуске или самозапуске двигателя:
tсз = tп+∆t,c.
где tп — время самозапуска двигателя с самозапуском.
11.4.
Расчет защиты минимального напряжения.
Защита от потери питания выполняется обычно групповой (один комплект защиты на несколько присоединений).
11.4.1Напряжение срабатывания защиты.
Если для электродвигателя самозапуск предусматривается и обеспечивается при любых реальных режимах (время перерыва питания tпп ), то первичное напряжение срабатывания:
где Uз — напряжение самозапуска, Uз=0,85 Uн0,85∙6=5,1 кВ;
Котс= 1,2; Кв = 1,25.
11.4.2.Напряжение срабатывания реле.
.
где KV– коэффициент трансформации трансформатора напряжения
KV=10000/100=100.
12 Выбор высоковольтного оборудования
12.1 Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производится по напряжению
(12.1)
по току
(12.2)
Выбираем разъединители типа РНД(З)-110/1000У1 со следующими характеристиками:
IНОМ=1000 А;
UH=UУСТ=35кВ;
Iпред.с=80 кА;
IТЕРМ= 31,5кА.
Проверим выбранный тип разъединителя
— по напряжению установки
— по току
, (12.3)
где S– мощность присоединения ГПП, кВА;
U– напряжение присоединения, кВ;
N– число присоединений или трансформаторов
(12.4)
Производим проверку по электродинамической стойкости по условию
, (12.5)
где Iпред.с=80 кА – предельный сквозной ток;
Ik– ток короткого замыкания в точке К1
Проверяем на термическую стойкость
(12.6)
где — тепловой импульс, определяемый по формуле
(12.7)
К установке принимаем разъединители с двумя заземляющими ножами типа РНД(З)-110/1000У1.
12.2 Выбор ограничителей перенапряжения
Электрооборудование открытых и закрытых РУ защищают от волн атмосферных перенапряжений установками ОПН, которые устанавливаются на сборных шинах открытых и закрытых РУ у силовых трансформаторов.
Выбор ОПН осуществляется по номинальному напряжению
Выбираем ОПН – 110 / 146 – 10 (II)со следующими характеристиками: UH=110 кВ, UH.Р=201.3 кВ, IP.КП=30/60
12.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ
Трансформаторы тока следует выбирать с двумя вторичными обмотками, одна из которых предназначается для подключения электроизмерительных приборов, другая для релейной защиты.
Выбор трансформаторов тока производится по номинальному напряжению, току первичной цепи, вторичной нагрузке при выбранном классе точности, термической стойкости.
По вторичной нагрузке трансформатора тока выбирается из условия
(12.8)
где Z2H– номинальная допустимая нагрузка в выбранном классе точности.
Так как индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, можно принять . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов
(12.9)
Сопротивление приборов
(12.11)
где Sприб — мощность потребляемая приборами;
I2H– вторичный номинальный ток трансформатора тока и приборов.
Сопротивление контактов принимается равным 0,1 Ом. Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле
(12.12)
Зная rпров, можно определить сечение соединительных проводов
(12.13)
где ρ – удельное сопротивление принимаемое равным 0,028 для алюминия;
lрасч – расчетная длина проводов зависит от схемы соединения трансформатора тока.
По условию механической прочности сечение соединительных проводов из алюминия выбирается не менее 2.5 мм2.
Выбираем трансформатор тока ТФМ-110-П-У1 со следующими техническими характеристиками: UH=110 кВ; I1H=300 A; I2H=1A; 3-й класс точности, z2H=30 Ом; kT=30; tT=3c/
Проверяем выбранный трансформатор тока:
- по напряжению
— по току
— по термической стойкости
По электрической стойкости трансформатор тока не проверяется.
Приборы подсоединяемые к трансформатору тока приведены в таблице 10.1
Таблица 10.1
Прибор
Тип прибора
Нагрузка фазы
А
В
С
Ваттметр
Амперметр
Варметр
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Итого
А-335
И-344
А-355
СА3-4680
И-673
0,5
-
0,5
2,5
3
6,5
-
10
-
-
-
10
0,5
-
0,5
2,5
3
6,5
Определяем сопротивление приборов по
Определяем сопротивление соединительных проводов
Определяем сечение соединительных проводов
lрасч=l=75 м при включении приборов в полную звезду.
Принимаем кабель АКВРТ с жилами сечением 2,5 мм2.
12.4 Выбор выключателей
При выборе уставок тока срабатывания автоматических выключателей необходимо учитывать различия в характеристиках и погрешности в работе расцепителей выключателей. Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:
— номинальное напряжение выключателя не должно быть ниже напряжения сети;
— отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи КЗ, проходящие по защищаемому элементу:
(12.14)
Выбираем выключатель типа ВГБ-110-20/1000У1 со следующими данными: UH=110кВ; =20 кА.
Данный выключатель удовлетворяет этим требованиям.
продолжение
--PAGE_BREAK--