Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 28
|
ОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Нижневартовский филиал Кафедра "Электрическая техника" ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ АННОТАЦИЯ В представленном дипломном проекте решается задача построения системы электроснабжения бумажной фабрики. Для создания рациональной и экономичной системы необходимо рассмотреть целый комплекс вопросов, которые в данной работе выражены в следующих основных разделах: обзор технологического процесса производства шин; определение электрических нагрузок; выбор схем питания и распределения электроэнергии на предприятии; расчет токов короткого замыкания; выбор аппаратов; расчет релейной защиты; расчеты заземления и молниезащиты. Рассмотрены также основные требования к безопасности в производстве и охрана труда. Стремление применить все полученные в процессе обучения знания выразилось в попытке, помимо конкретных принимаемых решений, описать другие возможные варианты действий. В проекте выдержаны требования действующих ГОСТов, норм и правил устройства электрических установок. СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 1. ОПИСАНИЕ 1.1 Исходные данные на проектирование 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК 2.1 Метод коэффициента спроса 2.2 Статистический метод 3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК 5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ 5.1 Выбор устройства высшего напряжения ПЭЭ 5.2 Выбор трансформаторов ПЭЭ 5.3 Выбор ВЛЭП 6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ 6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения 6.2 Выбор числа РП, ТП и мест их расположения 6.3 Размещения БСК в электрической сети предприятия 6.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП 6.5 Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП 6.6 Выбор способа канализации электроэнергии 7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 7.1 Расчет тока КЗ в точке К-1 7.2 Расчет тока КЗ в точке К-2 7.3 Расчет тока КЗ в точке К-3 8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ 8.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ 8.2 Выбор аппаратов напряжением 10 кВ 8.3 Выбор аппаратов напряжением 0,4 кВ 9. ПРОВЫРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ 10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ 10.1 Защита от повреждений в нутрии кожуха и от понижения уровня масла 10.2 Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора 10.3 Защита от токов внешних многофазных КЗ 10.4 Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН 10.5 Защита от токов перегрузки 11. РАСЧЕТ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПГВ 12. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА 13. ОХРАНА ТРУДА 13.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов 13.1.1 Недостаточная освещенность рабочей зоны 13.1.2 Повышенный уровень шума на рабочем месте 13.1.3 Повышенное значение напряжения электрической цепи 13.1.4 Неблагоприятные параметры микроклимата 13.2 Методы и мероприятия по устранению неблагоприятных факторов 13.2.1 Недостаточная освещенность рабочей зоны 13.2.2 Повышенный уровень шума на рабочем месте 13.2.3 Повышенное значение напряжения в электрической цепи 13.3 Пожарная безопасность ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЛИТЕРАТУРА ВВЕДЕНИЕ Электротехнические установки, машины, агрегаты, автоматизированный электропривод непосредственно участвуют в технологическом процессе. От технического уровня, режима работы, условий эксплуатации электрооборудования зависит производительность, качество и себестоимость продукции, т.е. все основные показатели эффективности работы, как отдельных цехов, так и всего предприятия в целом. От грамотного построения электроснабжения и эксплуатации электрооборудования существенно зависит успех всей производственной деятельности. Поэтому умелые действия специалиста -энергетика, совместно со специалистом - технологом, должны быть направлены на рациональное построение системы электроснабжения, расходование и экономию электроэнергии. Дипломный проект является самостоятельной творческой работой, в которой воплощаются все полученные знания и опыт. В нем проявляется умение разрабатывать и принимать решения, особенно в условиях неопределенности исходных данных, определяющие как каждый элемент, так систему электроснабжения в целом. Наименование цеха , Вт/м2 Pуст, кВт 13 Генеральный план фабрики Рисунок 2 Генеральный план фабрики Метод коэффициента спроса Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов системы электроснабжения: сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных приборов и так далее, определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всей фабрики в целом, находится по коэффициенту спроса по выражению: где: Расчёт силовой нагрузки для цеха №13 состоящей из нагрузки выше 1000В и ниже 1000В: Для остальных цехов расчёт представлен в таблице №2. Кроме того, необходимо учесть нагрузку искусственного освещения цехов и территории фабрики. Эта нагрузка определяется по удельной мощности освещения, по выражению: где : F– освещаемая площадь, δ – удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м2, КСО – коэффициент спроса осветительной нагрузки; Для освещения складов и цехов используем люминесцентные лампы с cosφ=0,75 (tgφ=0,88), для территории предприятия используются дугоразрядные лампы (ДРЛ) с cosφ=0.5 и (tgφ=1,73). Полная нагрузка цеха напряжением до 1000В представляет собой сумму силовой и осветительной нагрузки: Для цеха №1 Дальнейший расчёт нагрузок по цехам приведён в таблице № 2. Таблица№2 cosφ tgφ F, м2 δ, Вт/м2 Ро кВт Qо квар Рм кВт Qм квар Sм кВА 0,75 0,88 0,85 0,62 0,8 0,75 0,75 0,88 0,85 0,62 0,85 0,62 0,8 0,75 0,9 0,48 0,8 0,75 0,75 0,88 0,85 0,62 0,8 0,75 0,85 0,62 -0,9 -0,48 0,8 0,75 0,7 1,02 0,8 0,75 0,8 0,75 0,75 0,88 0,8 0,75 0,85 0,62 -0,9 -0,48 0,85 0,62 0 0,9 9 0,8 0,75 0,75 0,88 Осветительная нагрузка территории Площадь территории Fтер=130430м2, удельная плотность освещения δтер=1 Вт/м2, коэффициент спроса осветительной нагрузки Ксо тер=1[3] Активная суммарная нагрузка напряжением до 1000В Суммарная реактивная нагрузка напряжением до 1000В Полная суммарная мощность напряжением до1000В При определении суммарной нагрузки по фабрики в целом необходимо учесть коэффициент разновремённости максимумов Крм, значение которого равно 0,925,а также потери в силовых трансформаторах, которые еще не выбраны, по этому эти потери учитываются приближенно по ниже следующим выражениям. Приближенные потери в трансформаторах цеховых подстанций: Суммарная активная нагрузка напряжением выше 1000В: Суммарная реактивная нагрузка напряжением выше 1000В: Активная мощность предприятия: Реактивная мощность предприятия без учёта компенсации: Экономически обоснованная мощность, получаемая предприятием в часы максимальных нагрузок: где 0,3-нормативный tgφэк для Западной Сибири и U=110кВ. Мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить в системе электроснабжения предприятия: Полная мощность предприятия, подведённая к шинам пункта приёма электроэнергии (ППЭ): Суточный график электрических нагрузок. 3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК По данным таблицы 3 построен суточный график нагрузки для рабочего дня, который представлен на рисунке 3. График нагрузки выходного дня также приведён на рисунке 3. Рисунок 3. Суточный график электрических нагрузок Для построения годового графика используется суточный график для рабочих и выходных дней, принимаем, что в году 127 зимних,127 летних и 111 выходных дней. Годовой график электрических нагрузок показан на рис.4. Рисунок 4. Годовой график электрических нагрузок Число часов использования максимальной нагрузки определяется по выражению: TMAX= 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК Для построения картограммы нагрузок как наглядной картины территориального расположения мощностей цехов необходимы центры электрических нагрузок (ЦЭН) этих цехов. В данной работе предполагается, что ЦЭН каждого цеха находится в центре тяжести фигуры плана цеха, так как данных о расположении нагрузок в цехах нет. Нагрузки цехов представляются в виде кругов, площадь которых равна нагрузке этих цехов, а радиус определяется по выражению: где m – выбранный масштаб, кВт/мм. Выбираем масштаб m=1,7 кВт/мм. Расчет радиусов сведён в таблицу 5. Осветительная нагрузка на картограмме представлена в виде секторов кругов, площадь которых соотносится с площадью всего круга как мощность освещения ко всей мощности цеха до 1000 В. Углы секторов определяются по выражению Расчёт этих углов представлен в таблице 5. Окружности без закрашенных секторов обозначают нагрузку напряжением выше 1000 В. Координаты центра электрических нагрузок фабрики в целом определяются по выражению: где Рмi – активная нагрузка i-того цеха; Xi, Yi – координаты ЦЭН i-того цеха; n — число цехов предприятия. Для определения ЦЭН цехов, конфигурация которых на плане отлична от прямоугольной, используется следующий алгоритм: 1. цех i разбивается на j таких частей, что каждая из них является прямоугольником; 2. по генплану определяются ЦЭН этих частей Xi,j, Yi,j и их площади Fi,j; 3. находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха 4. определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных частей рассматриваемого цеха Рм i,j; 5. с использованием выражения (4.3) находятся координаты ЦЭН цеха в целом. Согласно генерального плана предприятия по вышеизложенной методике, определяются ЦЭН цеха №5, цеха №6 , цеха №11, цеха №12, цеха №16, цеха №20, цеха №21 и цеха №22. Рассмотрим расчёт для цеха №5: 1. разбиваем цех на три прямоугольные части; 2. их координаты ЦЭН равны соответственно: X5.1=97; Y5.1=202; X5.2=95; Y5.2=186; F5.1=400 м2; F5.2=1200 м2 3. удельная активная мощность цеха №5 4. 5. Координаты ЦЭН цехов определены непосредственно при помощи генплана и сведены в таблицу 5. Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок 1. 14 219 52,08 0,9 10,08 69,7 2. 36 211 310,244,9 2,2 30,24 35,1 3. 65 211 2030,24 5,6 30,24 5,4 4. 97 220 250,08 1,9 10,08 14,5 158 198 2192,32 5,9 112,32 18,4 8. 20 147 614 3,1 54 31,7 9. 46 157 227,36 1,9 27,36 43,3 76 136 42,08 0,8 10,8 92,4 126 247,56 2 7,56 11 14. 60 94 246,3 2 6,3 9,2 19. 167 144 10,68 1,6 10,08 22,7 Координаты центра электрических нагрузок фабрики в целом, определённые на основе данных таблицы 5 с помощью выражения (4.3): Рисунок 5. Центры электрических нагрузок 5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ В систему питания входят питающие линии электропередачи и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110 кВ. В качестве ППЭ используем унифицируемую комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104. 5.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ Вследствие малого расстояния от подстанции энергосистемы до фабрики (3 км) можно рассмотреть следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН): блок «линия–трансформатор»; выключатель. В первом варианте УВН состоит только из разъединителя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подается на выключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю. Во втором варианте УВН состоит из выключателя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора подается на выключатель, который и отключает поврежденный трансформатор. Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6. Выбираем УВН второго варианта (выключатель) так как этот вариант обладает большей надежностью и имеет меньшее время восстановления питания. Рисунок 6. Варианты УВН 5.2 Выбор трансформаторов ППЭ Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209–85. Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и II категории, то на ПГВ устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы. Так как среднеквадратичная мощность Pср.кв. =13752,85 кВт (согласно пункту 2.2), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН – 10000/110. На эксплуатационную перегрузку трансформатора проверять не будем, т.к. Sср.кв.< 2*Sтр. Проверим их на послеаварийную перегрузку: Коэффициент максимума: Средневзвешенный cosφ: Коэффициент послеаварийной перегрузки: где Pi – мощность, превышающая мощность PTP, кВт; ∆ti – время перегрузки, ч. Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ. Так как Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 24 часа и среднегодовой температуры региона +8,4єС из [8] К2ДОП=1,6. К2ДОП=1,6 > К2=1,552 следовательно, трансформаторы ТДН–10000/110 удовлетворяют условиям выбора. 5.3 Выбор ВЛЭП Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6], питание фабрики осуществляется по двухцепной воздушной ЛЭП. При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения. В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды. Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву, как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена). Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность. В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки. Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлестывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчетный ток послеаварийного режима: Принимаем провод сечением F=16 мм2 с допустимым током IДОП=111 А. Экономическое сечение провода: где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А; jэ — экономическая плотность тока, А/мм2. Экономическая плотность тока jэ для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=3952,08 ч) согласно [2] равна 1,1. Принимаем провод сечением 95 мм2 с допустимым током IДОП=330 А. Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде: где d – расчётный диаметр витого провода, см; Dcp – среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. Если Uкр > Uн, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт. Для принятого ранее сечения 95 мм2 согласно [7] d=13,5мм=1,35см; Dcp=5м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим: Uкp=147,2 кВ > Uн =110кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечением Fp=95мм2. Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий. Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется после расчёта токов короткого замыкания. Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница отклонений напряжения VH110=-5% от номинального, верхняя граница VB110=+12%. Тогда расчётный диапазон отклонении напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d110= VB110– VH110=12%–(–5%)=17%. Проверим потерю напряжения в ЛЭП где Р, Q — расчётные нагрузки на провода, МВт, Мвар; г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины, Ом/км; 1 — длина проводов, км; ΔU% — расчётные потери напряжения, %. Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 95 мм2 с допустимым током Iдоп=330 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на ГБП в режиме наибольших (послеаварийных) нагрузок. 6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2]. 6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного) проектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР принять Upaц=6 кВ. В интервале 20-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно. Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия: где SM –полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА; С использованием данных пункта 2. 1 получим, что Тогда Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upaц=10 кВ. 6.2 Выбор числа РП, ТП и мест их расположения Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до 1000 В по формулам: Пример расчета для цеха №1: коэффициент максимума: средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену: средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену: средняя полная нагрузка этого цеха: Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7. Таблица 7. Средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену № цеха Pм, кВт QM, квар Кс, о.е. Ки, о.е. Км, о.е. Рср, кВт Qcp, квар Sср, кВА 1 52,08 82,79 0,6 0,5 2 310,24 192,35 0,7 0,6 3 2030,24 1522,68 0,8 0,7 4 250,08 257,03 0,6 0,5 5 2103,04 1303,88 0,8 0,7 6 859,22 532,72 0,8 0,7 7 2192,32 1644,24 0,8 0,7 8 614 294,72 0,7 0,6 9 227,36 170,52 0,5 0,4 10 42,08 29,34 0,4 0,3 11 111,48 69,12 0,7 0,6 12 65,3 48,97 0,5 0,4 13 247,56 153,49 0,8 0,7 13(6кВ) 960 -460,8 0,8 0,7 14 246,3 184,72 0,6 0,5 15 270,16 275,56 0,5 0,4 16 42,7 32,02 0,4 0,3 17 85,92 64,44 0,5 0,4 18 53,28 46,89 0,6 0,5 19 160,08 120,06 0,5 0,4 20(6кВ) 0)))) 28,23 ТП в цехе предусматриваются, если Scp > 200 кВА. 6.3 Размещение БСК в электрической сети предприятия Согласно [5] для компенсации реактивной мощность используются только низковольтные БСК (напряжением до 1000 В) при выполнении следующего условия: Qэ+Qсд>Qa, (6.3.1), где Qэ – реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть потребителя, квар; Qсд — реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть синхронными двигателями, квар; Qa — мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар. Qэ+Qсд= 4577,74+(-998,4)=3579,34 квар > Qa=(-998,4)квар. Следовательно, будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 150 квар (это экономически нецелесообразно). Величина мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению: где Qмi – реактивная нагрузка в i-том узле, квар; Qм – сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар. Qку=5327,09 квар; Qм =9863,36 квар. Затем полученные расчётным путём Qкi округляются до ближайших стандартных значений БСК Qбi станд, взятых из [3]. Результаты представлены в таблице 8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблице 9. В заключении делаем следующую проверку: 6.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП Выбор проводится в следующее и последовательности: 1. Определяется тип КТП. Для цехов I и П категории применяются двухтрансформаторные КПТ. Если в цехе имеются ЭП только ПТ категории и общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются однотрансформаторные КТП. 2. Определяются средние нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с учетом БСК: 3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если Scpi< 1500 кВА, то Smax тp=2500 кВА. Если Scpi>1500 кВА, то рассчитывается плотность нагрузки: 4. Определяется предварительная мощность трансформаторов ST при условии, что в цехе установлена одна КТП: 5. Определяется число КТП Nктп и стандартные мощности их транформато -ров Sт.ст. Если Sтi<Smax трi, то Nктп=1, Sт ст≥Sтi, иначе 6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме Рассмотрим расчёт для цеха №3: 1. цех первой категории, следовательно, устанавливается двухтрансформаторная КТП; 2. 3. 4. 5. так как Sт3=1328,38 кВА < Smax тр3=1600 кВА, то Nктп=1, Sт ст≥Sт3, Sт ст=1600 кВА; 6. Расчёт для остальных цехов представлен в таблице 8 Таблица 8. Выбор числа мощности БСК и КТП. № цеха Рср , кВт Qср , квар Qм , квар Qкi, квар Qбi станд квар Sсрi, кВА , кВА/м2 Число КТП, число и мощность трансформаторов Кзнр Кзпар 1 82,79 2 192,35 3 1522,68 4 257,03 5 1303,88 6 532,72 7 1644,24 8 294,72 9 170,52 10 29,34 11 69,12 12 48,97 13 153,49 14 184,72 15 275,56 16 32,02 17 64,44 18 46,89 19 120,06 28,23 Таблица 9. Стандартные БСК № цеха Qбiстанд, квар Тип БСК 3 4x200 4хУКНТ-0,4-200 1/3 УЗ 5 10х75 2хУКЗ-0,38-75УЗ 6 2х150 2хУКБ-0,38-150УЗ 7 2х450 2хУКМ-0,38-450-150 УЗ 20 2х100 2хУКЧ-0,38-100 УЗ 21 2х300 2хУКЛН-0,38-300-150У3 У3 22 4х200 4хУКБ-0,4-200 1/3 У3 Генеральный план со схемой разводки кабелей представлен на рисунке 8. Рисунок 8 Схема разводки кабелей 6.5 Расчёт потерь в трансформаторах цеховых КТП Для данного расчёта необходимы каталожные данные трансформаторов КТП. Они взяты из [3] и представлены в таблицу 10. Таблица 10. Каталожные данные трансформаторов КТП Uк, % ΔРх, кВт ΔРк, кВт Iх, % ΔQх, квар Расчёт проводится в следующей последовательности: определяются реактивные потери холостого хода: где рассчитываются активные потери мощности трансформаторах: где n – число параллельно работающих трансформаторов. шт.; находятся реактивные потери мощности в трансформаторах: где Расчет для КТП цеха №3 Результаты расчета для остальных КТП представлены в таблицу 11. Таблица 11. Потери в трансформаторах цеховых КТП 6.6 Выбор способа канализации электроэнергии Так как передаваемые в одном направлении мощности незначительны, то для канализации электроэнергии будем применять КЛЭП. Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [2] с учётом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 30% [2]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рисунке 7. Кабель выбирается по следующим условиям: 1)по номинальному напряжению; 2)по току номинального режима; 3)по экономическому сечению. Кабель проверяется по следующим условиям: 1)по току после аварийного режима; 2)по потерям напряжения; 3)на термическую стойкость к токам короткого замыкания. Выберем кабель от ПГВ до ТП 3. Максимальная активная мощность: Максимальная реактивная мощность: Полная мощность: Расчетный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению: Расчётный ток послеаварийного режима: Экономическое сечение: где экономическая плотность тока jэ, для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=3972,08 ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм2. Предварительно принимаем кабель марки ААШв сечением 95 мм с допустимым током Iдоп=205 А. Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению: где к1 — поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, для нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [2] к1=l,О; к2 — поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [2]; к3 — поправочный коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабелей на период ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности максимума перегрузки 5 часов согласно [2] к3=1,3. Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так как неизвестны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения. Выбор остальных кабелей сведён в таблицу 12. Таблица 12. Выбор КЛЭП U=10 кВ Наименование КЛЭП Smax, кВА Iрнр, А Iрпар, А Fэк, мм2 К1 К2 К3 Iднр, А Iдпар, А Количество, марка и сечение кабелей ПГВ-РП1 5944,73 171,61 343,22 122,58 1 0,85 1,3 355 392,27 2хААШв-10-Зх240 РП1-ТП1 454,95 13,13 26,26 9,38 1 1,3 75 82,87 2хААШв-10-Зх16 РП1-ТП2 2225,27 64,24 128,48 45,88 1 1,3 140 154,7 2хААШв-10-Зх50 РП1-ТП3 378,76 10,24 20,48 7,31 1 1,3 75 82,87 РП1-ТП4 2605,61 75,22 150,44 53,73 1 1,3 165 149,32 ПГВ-РП2 3571,26 103,09 206,18 74,21 1 1,3 205 226,52 РП2-ТП5 988,62 28,54 57,08 20,38 1 1,3 90 99,45 РП2-ТП6 2582,12 74,54 149,08 53,24 1 1,3 165 182,32 ПГВ-ТП7 706,82 20,4 40,8 14,57 1 1,3 75 82,87 ПГВ-ТП8 335,47 9,68 19,36 6,91 1 1,3 75 82,87 ПГВ-ТП9 476,79 13,76 27,52 9,83 1 1,3
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||