Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 52
Системой электроснабжения называется комплекс устройств предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии. Сложность вопросов проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий заключается в оптимальном, рациональном и эффективном решении этой проблемы. Именно комплексное решение данной задачи в совокупности с необходимыми требованиями и стандартами электроснабжения позволяют экономически и технически грамотно работать всему предприятию. Нет необходимости говорить тяжелом финансовом состоянии промышленности, поэтому руководителям предприятий нужно решать данную проблему. Одними из самых прогрессивных мер в этом направлении являются мероприятия по сбережению энергоресурсов и, следовательно, уменьшению энергоемкости выпускаемой продукции, что приводит к снижению её себестоимости и повышению конкурентоспособности. Оптимальное сочетание экономических и технических решений при проектировании систем электроснабжения совместно с внедрением энергосберегающих технологий есть наиболее существенная мера решения этой задачи. Качество электроэнергии в нашей энергосистеме часто не удовлетворяет нормам установленным ГОСТ. В этом повинны предприятия, на которых не всегда соблюдаются правила устройств электроустановок, а также не применяются технические решения по уменьшению влияния электроприемников (полупроводниковые преобразователи, вентильные электроприводы, дуговые печи, и т.д.) на качество электроэнергии. Технически правильное решение при создании систем электроснабжения исключает появление недопустимых отклонений параметров электроэнергии (падение напряжения), неравномерное распределение токов по фазам, удорожание ремонтных, монтажных и эксплуатационных работ. Все это влияет на производительность предприятия и качество продукции. Проект электроснабжение предприятия должен учитывать возможность дальнейшего развития и укрупнения производства и связанного с этим увеличения потребляемой мощности. Основной целью задания ставится закрепление полученных на протяжении всего курса обучения знаний, получение опыта проектирования системы электроснабжения конкретного предприятия и подготовка к выполнению дипломного проекта. 1.
Описание технологического процесса
Станкостроение является отраслью крупного машиностроения. Для данной отрасли характерно использование мощных приводов, обслуживающих станков и прессов. В серийном производстве процесс изготовления деталей построен по принципу дифференциации операций. Отдельные операции закреплены за отдельным рабочим местом. Поэтому производство этого типа характеризуется необходимостью переналадки технологического оборудования при переходе на изготовление деталей другой партии. Для выполнения различных операций используют универсальные металлорежущие станки. Довольно широко используют с числовым программным управлением. Оборудование может быть расположено по групповому признаку или по потоку (крупносерийное производство). Массовое производство характеризуется большим объемом выпуска изделий, непрерывно изготовляемых или ремонтируемых продолжительного время, в течение которого на большинстве рабочих мест выполняется одна рабочая операция. В массовом производстве применяют высокопроизводительное оборудование: специальные, специализированные и агрегатные станки, станки для непрерывной обработки, многошпиндельные автоматы и полуавтоматы, автоматизированные производственные системы, автоматические линии. Широко применяется многолезвийный и наборный специальный режущий инструмент, быстродействующие, автоматические и механизированные приспособления. В крупносерийном и массовом производстве широко применяют поточную организацию производства. Она характеризуется расположением средств технологического оснащения в последовательности выполнения операций технологического процесса с определенным интервалом выпуска изделий. Основным элементом поточного производства является поточная линия, на которой расположены рабочие места. Основные потребители электроэнергии: · Корпус заводоуправления: освещение, кондиционирование воздуха, вычислительная техника; · Главный корпус: сборочный конвейер и сопутствующие в процессе сборки приводы, сварка; · Компрессорная: приводы компрессоров; · РМЦ: основная масса нагрузки–двигатели малой и средней мощности, печи и сварка; · Лесосушилка: сушильные шкафы; · Модельный цех: маломощная двигательная нагрузка; · Насосная: мощные приводы насосов; · РСЦ: приводы подъёмных механизмов, сварка. В основном все потребители являются потребителями II категории. Таблица 1. Ведомость электрических нагрузок завода
№ Наименование цеха. Установленная мощность, кВт. Категория Окружающая среда 1 Заводоуправление и ЦЗЛ 100 III нормальная 2 Главный корпус (6 кВ) Главный корпус (0.4 кВ) 3500 250 II II нормальная нормальная 3 Компрессорная (6 кВ) Компрессорная (0.4 кВ) 12870 1400 II II нормальная нормальная 4 Ремонтно-механический цех – III нормальная 5 Лесосушилка 5720 II нормальная 6 Станция осветления воды 80 II П-III 7 Модельный цех 1160 II нормальная 8 Насосная (6 кВ) Насосная (0.4 кВ) 6000 1400 II II нормальная нормальная 9 Ремонтно-строительный цех 5200 III нормальная 10 Освещение цехов и территории завода определяется по площади II Таблица 2.
Механическое отделение
№ Наименование отделение цеха и производственного оборудования Модель или тип Установленная мощность в единице, кВт Количество, шт. КИ
Подгруппы электроприемников 1 Токарный станок 11.2 2 0.4/2.29 0.12 1 2 Вертикально-сверлильный станок 7.2 1 0.4/2.29 0.12 1 3 Долбежный станок 3.8 - - - - 4 Координатно-расточный станок 2.5 2 0.4/2.29 0.12 1 5 Копировально-фрезерный станок 3.5 1 0.4/2.29 0.12 1 6 Плоскошлифовальный станок 2.8 1 0.4/2.29 0.12 1 7 Горизонтально-фрезерный станок 8.7 1 0.4/2.29 0.12 1 8 Кран-балка 7.3 1 0.5/1.73 0.2 2 9 Универсальный заточный станок 1.75 1 0.4/2.29 0.12 1 10 Вентилятор 2.8 1 0.8/0.75 0.65 3 11 Ножницы листовые 7.0 1 0.4/2.29 0.12 1 12 Трубогибочный станок 7.0 - - - - 13 Труборезочный станок 2.8 1 0.4/2.29 0.12 1 14 Вальцовочная машина 2.5 1 0.4/2.29 0.12 1 15 Пресс листогибочный 15.7 - - - - 16 Отрезной станок 1.9 1 0.4/2.29 0.12 1 17 Кран мостовой 24.2 1 0.5/1.73 0.2 2 18 Механическая ножовка 1.7 - - - - 19 Обдирочно-точильный станок 2.8 1 0.4/2.29 0.12 1 20 Вентилятор 4.5 1 0.8/0.75 0.65 3 Сварочное отделение 21 Сварочный агрегат 28 2 0.35/2.67 0.3 4 22 Преобразователь сварочный 14 - - - - 23 Машина электросварочная шовная 50 1 0.7/1.02 0.25 5 24 Таль электрическая 0.85 1 0.5/1.73 0.2 2 25 Вентилятор 7.0 1 0.8/0.75 0.65 3 Термическое отделение 26 Электропечь сопротивления 15.0 1 0.95/0.33 0.7 6 27 Печь муфельная 2.6 1 0.95/0.33 0.7 6 28 Высокочастотная установка 60.0 - - - - 29 Шкаф сушильный 2.5 1 0.85/0.62 0.5 7 30 Вентилятор 7.0 1 0.8/.75 0.65 3 Шлифовальный участок 31 Плоскошлифовальный станок 3.0 - - - - 32 Кругло-шлифовальный станок 4.7 1 0.45/1.98 0.13 8 33 Координатно-шлифовальный станок 2.3 1 0.45/1.98 0.13 8 34 Обдирочно-шлифовальный станок 2.8 1 0.45/1.98 0.13 8 35 Вентилятор 4.5 1 0.8/0.75 0.65 3 36 Преобразовательный агрегат 20.0 2 0.95/0.33 0.8 9 37 Шлифовальный станок 1.7 1 0.45/1.98 0.13 8 38 Полировочный станок 3.2 1 0.65/1.17 0.24 10 39 вентилятор 2.8 2 0.8/0.75 0.65 3 Электроремонтное отделение 40 Сушильный шкаф 8.0 1 0.85/0.62 0.5 7 41 Намоточный станок 0.8 2 0.6/1.33 0.2 11 42 Испытательный стенд 20.0 1 0.8/0.75 0.15 12 43 Установка испытания изоляции 2.5 - - - - 44 Тельфер 2.8 1 0.5/1.73 0.2 2 45 вентилятор 2.8 1 0.8/0.75 0.65 3 Механосборочное отделение 46 Универсальный фрезерный станок 1.7 1 0.4/2.29 0.12 1 47 Токарный многорезцовый автомат 7.0 1 0.4/2.29 0.12 1 48 Радиально-сверлильный станок 6.9 - - - - 49 Вертикально-сверлильный станок 1.0 1 0.4/2.29 0.12 1 50 Строгальный станок 2.8 2 0.4/2.29 0.12 1 51 Карусельный станок 28.0 - - - - 52 Универсально-заточный станок 1.75 1 0.4/2.29 0.12 1 53 Кран-балка 7.3 1 0.5/1.73 0.2 2 54 вентилятор 4.5 1 0.8/0.75 0.65 3 Значения КИ
выбираем по [3]. Рис. 1 Суточный график нагрузки станкостроительного завода Для расчета электрических нагрузок РМЦ воспользуемся методом упорядоченных диаграмм. Электроприемники разбиваются на подгруппы с одинаковыми cosφ и кИ
. Для каждой подгруппы находятся суммарные установленные мощности и эффективное число электроприемников по формулам: Определяется коэффициент максимума После этого находятся расчетные активная и реактивная мощности (PPi
, QPi
) для каждой подгруппы: Сформируем подгруппы электроприемников с одинаковыми коэффициентами использования и cos Данные сводятся в таблицу 3. Таблица 3 № Номер оборудования в табл. 2 kи cosj / tgj 1. 1,2,4,5,6,7,9,11,13,14,16,19,46,47,49,50,52 0.12 0.4/2.29 2. 8,17,24,44,53 0.2 0.5/1.73 3. 10,20,25,30,35,39,45,54 0.65 0.8/0.75 4. 21 0.3 0.35/2.67 5. 23 0.25 0.7/1.02 6. 26,27 0.7 0.95/0.33 7. 29,40 0.5 0.85/0.62 8. 32,33,34,37 0.13 0.45/1.98 9. 36 0.8 0.95/0.33 10. 38 0.24 0.65/1.17 11. 41 0.2 0.6/1.33 12. 42 0.15 0.8/0.75 Пример расчета проводим только для первой подгруппы, результаты расчета остальных подгрупп приводятся в таблице 4. Необходимо учесть режим работы электроприемников: продолжительность включения подъемных механизмов ПВ=0.4, ручной сварки ПВ=0.2, автоматической сварки ПВ=0.7. [3] Пример расчета первой подгруппы с номерами электроприемников 1,2,4,5,6,7, 9,11,13,14,16,19,46,47,49,50,52. Параметры этих электроприемников cosj=0.4, kИ
=0,12. Определяем общую установленную мощность и эффективное число электроприемников: РН
=2Р1
+Р2
+2Р4
+Р5
+Р6
+Р7
+Р9
+Р11
+Р13
+Р14
+Р16
+Р19
+Р46
+Р47
+Р49
+2Р50
+Р52
= =22.4+7.2+5+3.5+2.8+8.7+1.75+7.0+2.8+2.5+1.9+2.8+1.7+7.0+1.0+5.6+1.75=85.4 кВт. По таблице коэффициентов расчетной нагрузки определяем значение КР
для данной подгруппы. Оно равняется КР
=2.1. Рассчитываем значения активной и реактивной расчетной мощности: Расчеты для всех подгрупп сводятся в таблицу 4. Таблица 4 №П/п Наименование оборудования по табл. 2 Рn
, кВт n kи
nэ
km
Рм
, кВт Qм
, кВАр I 1,2,4,5,6,7,9,11,13,14,16,19,46,47,49,50,52 85.4 20 0.4/ 2.29 0.12 13 2.1 21.5 49.27 II 8,17,24,44,53 26.85 5 0.5/ 1.73 0.2 2 3.4 18.258 34.738 III 10,20,25,30,35,39,45,54 38.7 9 0.8/ 0.75 0.65 7 1.02 26.4 21.78 IV 21 25 2 0.35/ 2.67 0.3 2 2.4 12.96 38.06 V 23 29.3 1 0.7/ 1.02 0.25 1 3.4 24.9 27.94 VI 26,27 17.6 2 0.95/ 0.33 0.7 1 1.1 13.55 4.92 VII 29,40 10.5 2 0.85/ 0.62 0.5 1 1.6 8.4 5.731 VIII 32,33,34,37 11.5 4 0.45/ 1.98 0.13 3 3.3 4.93 10.736 IX 36 40 2 0.95/ 0.33 0.8 2 0.9 28.8 10.45 X 38 3.2 1 0.65/ 1.17 0.24 1 3.5 2.69 3.465 XI 41 1.6 2 0.6/ 1.33 0.2 2 3.4 1.1 1.6 XII 42 20 1 0.8/ 0.75 0.15 1 5.3 15.9 13.1 Определение расчетной мощности РМЦ. Находим суммарную номинальную мощность всех подгрупп: + =309.65 кВт. Далее определяется эффективное число приемников электроэнергии: Для определения КР
необходимо найти средневзвешенный коэффициент использования: По таблице значений коэффициентов расчетной мощности определяем КР
: КР
=1.17. Суммарная активная и реактивная мощности по РМЦ: Расчетный максимум остальных цехов определяется по коэффициенту спроса. По этим аналитическим выражениям определяют максимум силовой нагрузки цехов. Также необходимо учесть нагрузку искусственного освещения. Эта нагрузка как правило определяется по удельной плотности s Вт/м2
площади цеха (или территории предприятия) Рассмотрим определение расчетного максимума нагрузки на примере модельного цеха №7. Исходные данные для модельного цеха №7: РН
=1160 кВт; КС
=0.4; Для освещения модельного цеха выбираем люминесцентные ламы. Определяем расчетный максимум силовой нагрузки: Р/
М
=0.4*1160=464 кВт; Q/
М
=1,73*464=804 кВар. В расчетный максимум нагрузки цеха входят потери в трансформаторах и нагрузка освещения. Нагрузка искусственного освещения: Суммарная активная, реактивная и полная нагрузки: Определим потери в трансформаторе: Расчетный максимум цеха с учетом осветительной нагрузки и потерь в трансформаторе: Расчет для остальных цехов приводим в таблице №5. Таблица 5 № Наименование цеха Pн Cosf tgf kc P'm Q'm F Qm Sm 1. Заводоуправление и ЦЗЛ 100 0.85 0.62 0.6 60 37.2 9310 2.4 54.98 98.67 2. Главный корпус, 0.4 кВ 250 0.85 0.62 0.65 162.5 100.75 70649 2.4 205.85 389.7 3. Компрессорная, 0.4 кВ 1400 0.8 0.75 0.75 1050 787.5 6800 2.4 927 1432.48 4. РМЦ - - - - 129.34 88 10200 2.4 677.4 1513.73 5. Лесосушилка 5720 0.85 0.62 0.6 3432 2128 8905 2.4 2542.3 4352.95 6. Станция осветления воды 80 0.8 0.75 0.8 64 48 8635 2.4 64.85 104.89 7. Модельный цех 1160 0.5 1.73 0.4 464 804 12980 2.4 912.07 1044.75 8. Насосная, 0.4 кВ 1400 0.8 0.75 0.75 1050 787.5 11334 2.4 932.4 1443.98 9. РСЦ 5200 0.75 0.88 0.7 3640 3203 6476 2.4 3695.7 5266.4 Нагрузка 6 кВ рассчитана отдельно, так как для нее не определяется мощность освещения и потери в цеховых трансформаторах. Так же данные эл. приемники работают в режиме опережающего cosφ (кроме насосной нагрузки). Расчетная мощность освещения включена в нагрузку РМЦ, определим ее: для освещения территории используем лампы ДРЛ – cosφ=0.9;σ=1.7 Вт/м2
, КС
=1. Площадь завода составляет 712430 м2
. Отсюда: Определение суммарной активной и реактивной мощности по заводу в целом: где КР.М.
– коэффициент разновременности максимумов, учитывающий сдвиг максимумов нагрузки приемников друг относительно друга во времени. Определение мощности компенсирующих устройств и полной мощности по заводу. При проектировании системы электроснабжения предприятия энергосистема (для конкретного региона) задает экономически выгодную величину реактивной мощности QЭ,
которую может потреблять нагрузка в часы максимума. где tgφЭ
– экономически целесообразный тангенс реактивной мощности определяемый в точке учета в часы максимальных нагрузок энергосистемы в квартальном максимуме для предприятия. где tgφб
– базовый коэффициент реактивной мощности применяемый для сетей 10 кВ присоединенным к шинам подстанции с высшим классом напряжения 35, 110, 220 кВ k – коэффициент учитывающий различную стоимость электрической энергии в разных энергосистемах. dmax
- отношение потребляемой активной мощности потребляемой в квартал максимальных нагрузок энергосистемы к потреблению в квартал максимальных нагрузок потребителя. Для «ОмскЭнерго» принимаются следующие коэффициенты: tgφ = 0,4 k = 0,8 dmax
= 0,7 Для данного предприятия установка БСК не нужна, т. к. потребляемая реактивная мощность ниже экономически целесообразной. Полная мощность по заводу: Центр электрических нагрузок предприятия необходим для определения места расположения ПГВ (ГПП), с точки зрения экономической целесообразности: наименьший расход проводников (каб. линий, шин, воздушных линий) распределительной системы завода. Существует несколько методов определения ЦЭН, воспользуемся метолом, основанным на аналогии между центрами масс и электрическими нагрузками цехов. Координаты условного центра определяются по формулам: Таблица 6 № Pр
i
Poi
Xi
Yi
ri
Xo Yo 1. 81.94 20.1 46.5 154 0.72 88.8 103.45 73.2 2. 330.9 161.1 47 98 1.45 175.6 2275 2.7 3. 1092.1 15.5 130 89 2.63 5.13 9652.5 5.5 4. 1353.7 9.9 103 88 2.9 2.7 5. 3533.4 20.3 14 21 4.7 2.1 6. 82.45 16.5 46 32 0.72 73 7. 509.535 26.48 72 41 1.8 18.7 8. 1102.59 25.8 98 26 2.65 8.4 4500 3.78 9. 3751.97 14.7 127 129 4.88 1.4 Здесь: Xi
, Yi
– условные ЦЭН цехов, принимаются равными центру тяжести цехов. α=Р0
*360/π*ri
2
*m – угол осветительной нагрузки. m – масштаб (m=50 кВт/мм-0.4 кВ, m=100 кВт/мм-6 кВ). Произведем расчет для модельного цеха: РР
i
=509,535 кВт, РО
i
=26,48 кВт, Хi
=72, Yi
=41, ri
= Расчет центра электрических нагрузок: Так как установка ППЭ в точном геометрическом ЦЭН невозможна из-за нехватки место под строительство, то смещаем ППЭ в сторону питания. Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена условно на две подсистемы – питания и распределения электроэнергии внутри предприятия. В систему питания входят питающие линии электропередач (ЛЭП) и ППЭ. Для учебного проектирования принято считать, что канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями электропередач соответствующего напряжения. Поэтому после привязки ППЭ к какому-либо цеху порядок выбора системы питания необходимо проводить в следующей последовательности. Графики нагрузок ПГВ Выбор трансформаторов ППЭ производится по ГОСТ 14209–85, которым задаются графики допустимых систематических нагрузок для различных типов трансформаторов. Прежде чем воспользоваться графиками, необходимо заданный суточный график нагрузки преобразовать в эквивалентный двухступенчатый. Нагрузочная способность трансформаторов рассчитывается по следующему алгоритму: 1. Исходя из заданного графика нагрузки определяется среднеквадратичное значение полной мощности где S1
, S2
,…, Sn
– нагрузка трансформаторов по полной мощности на различных ступенях графика нагрузки длительностью соответственно t1
, t2
,…, tn
. 2. На ППЭ устанавливаются два трансформатора мощностью К выбору принимаем трансформатор ТДН-16000/110. 3. Определяем коэффициенты недогрузки и перегрузки. Так как полная мощность двух трансформаторов больше максимальной суточной нагрузки предприятия, то проверка на перегрузочную способность не требуется. Коэффициент аварийной перегрузки Коэффициент загрузки: 4. Проверка на перегрузочную способность в ПАР: Коэффициент начальной загрузки Коэффициент перегрузки Значение 0.9КМАХ
равно 1.512. Так как оно больше 1.5, то трансформатор не проходит по перегрузочной способности в ПАР. Выбираем трансформатор большей мощности ТРДН-25000/110. (трансформатор трехфазный, двухобмоточный с расщепленной обмоткой низкого напряжения, охлаждение масляное с дутьём, регулирование под нагрузкой). Выбор схемы ППЭ высокого напряжения. Схемы электроснабжения выбираются из соображений надежности, экономичности и безопасности. При выборе схемы учитывается класс напряжения, место расположения ППЭ, расстояния от системы (ИП) до завода. Так как на предприятии имеются потребители второй категории, перерыв электроснабжения которых допускается на время ручного ввода резерва, то присутствует необходимость установки двух силовых трансформаторов. Выбираем следующую схему электроснабжения: Выбор ВЛЭП проводится по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение провода определяется из соотношения: Где JЭК
определяем по ПУЭ [2]. где jЭК
– экономическая плотность тока, равная 1.0 А/мм2
. Выбираем провод марки АС-70 с IДОП
=265 А. Проверяем выбранный провод на нагрев по длительно допустимому току: в нормальном режиме IP
<IДОП
(72.1 А < 265 А). в послеаварийном режиме 2Ip
<IДОП
(144.2 А < 265 А) Проверка по потерям напряжения (ΔUнр<5%, ΔUпар<10%) Потери напряжения в нормальном режиме: Потери напряжения в после аварийном режиме: Принимаем сечение 70 мм2
. Выбор рационального напряжения производится на основании ТЭР. Для рассмотрения предварительных вариантов напряжения питания используется эмпирическая формула: В нашем случае выбор рационального напряжения питания проводить не нужно, так как в задании дано напряжения питания, равное 110 кВ. Мощность электроприемников на 6 кВ составляет 58% от суммарной мощности предприятия, поэтому принимаем без технико-экономического обоснования Uрац
= 6 кВ: Суммарная мощность по заводу в целом: Суммарная мощность шестикиловольтной нагрузки: Процент шестикиловольтной нагрузки 58% Прежде чем определить место расположения и число РП и ТП, приведем расчетные мощности цехов. Таблица 7 Наименование цеха Pр Qр kc Sр 1 Заводоуправление и ЦЗЛ 81.94 54.98 0.6 98.67 2 Главный корпус, 0.4 кВ 330.9 205.85 0.65 389.7 3 Компрессорная, 0.4 кВ 1092.1 927 0.75 1432.48 4 РМЦ 1353.7 677.4 - 1513.73 5 Лесосушилка 3533.4 2542.3 0.6 4352.95 6 Станция осветления воды 82.45 64.85 0.8 104.89 7 Модельный цех 509.535 912.07 0.4 1044.75 8 Насосная, 0.4 кВ 1102.59 932.4 0.75 1443.98 9 РСЦ 3751.97 3695.7 0.7 5266.4 10 Главный корпус, 6 кВ 2275 -1101 0.65 2527.4 11 Компрессорная, 6 кВ 9652.5 -4671.8 0.75 10723.6 12 Насосная, 6 кВ 4500 2178 0.75 4999.37 Если нагрузка цеха (Sр
) на напряжение до 1000 В на превышает (250) кВА то в данном цехе ТП можно не предусматривать, а электроприемники цеха запитываются с шин ближайшей ТП кабельными линиями (0,4 – 0,66) кВ. РП (6–10) кВ для питания ЭП выше 1000 В в цехе предусматриваются в том случае, если от РУ (6–10) кВ этого ЭП отходит не менее 7–8 ЛЭП (включая трансформаторы ближайших ТП), в противном случаи ЭП выше 1000 В запитываются от РУ (6–10) кВ ближайших РП или ППЭ. Это же правило следует применять при использовании двух напряжений в распределительной сети 6 и 10 кВ. Если число электроприемников невелико или они рассредоточены, то схему распределения следует выбирать по схеме: ЛЭП – трансформатор 10/6 кВ – ЭП 6 кВ. Учитывая все это, предусматриваю установку ТП во всех цехах кроме: заводоуправления, РМЦ, станции осветления воды. Так как в данном проекте расчетная реактивная мощность меньше экономически целесообразной, рекомендуемой АО-энерго, то установка компенсационных устройств не требуется. Теория расчета компенсационных устройств. Для рационального выбора мощности трансформаторов комплектных трансформаторных подстанций необходимо учесть скомпенсированную реактивную мощность т.е. с учетом размещения БСК по узлам нагрузки электрической сети. Выбор мощности компенсирующих устройств (Qкм
) по заводу в целом производится в разделе 5 исходя из баланса реактивных нагрузок на шинах 6 – 10 кВ ППЭ т.е. Распределение реактивной мощности по узлам нагрузки производится одним из упрощенных аналитических методов, методом пропорционально реактивными нагрузками узлов. В этом случае величина мощности БСК (QКi
) в каждом i-м узле нагрузки будет равна Qнагр i
– реактивная нагрузка в i – м узле Qнагр
S
– сумма реактивных нагрузок всех узлов, кВар. Число КТП и мощность их трансформаторов определяется полной мощностью (Sр) цеха (цехов), удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения. В качестве примера рассмотрим модельный цех: Мощность цеха с учетом компенсации реактивной мощности где Qd
- мощность компенсационных устройств в данном узле. Удельная мощность по площади цеха: где F
– площадь цеха. Так это потребитель II категории выбираем к установки 1 КТП – 2х1000 кВА с трансформаторами ТМ-1000 (трансформатор трехфазный, двухобмоточный, масляный). Необходимо также учесть мощность станции осветления, получающую питание от КТП модельного цеха. Коэффициент загрузки в нормальном режиме: Коэффициент загрузки в после аварийном режиме: Таблица 8 Наименование цеха Pр Qр Qki Qd Sр Sуд Кат. Число КТП, число и мощность трансформаторов kзаг kза пар Заводоуправление и ЦЗЛ 81.94 54.98 0 0 98,67 0,011 III – – – Главный корпус, 0.4 кВ 330.9 205.85 0 0 389,7 0,006 II 1 КТП 2 Х 400 0.61 1.221 Компрессорная, 0.4 кВ 1092.1 927 0 0 1432,48 0,211 II 1 КТП 2 Х 1600 0.503 1.07 РМЦ 142.57 108.9 0 0 179,4 0,018 III – – – Лесосушилка 3533.4 2542.3 0 0 4352,95 0,489 II 1 КТП 2 Х 2500 1 КТП 2 Х 400 0.75 1.32 Станция осветления воды 82.45 64.85 0 0 104,89 0,012 II – – – Модельный цех 509.535 912.07 0 0 1044,75 0,080 II 1 КТП 2 Х 1000 0.575 1.15 Насосная, 0.4 кВ 1102.59 932.4 0 0 1443,98 0,127 II 1 КТП 2 Х 1000 0.722 1.44 РСЦ 3751.97 3695.7 0 0 5266,4 0,813 III 1 КТП 1 Х 2500 1 КТП 1 Х 2500 1 КТП 1 Х 1600 0.8 – Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах определяется по формулам: где DPXX
, DPКЗ
– потери холостого хода и короткого замыкания Рассмотрим расчет потерь на примере главного корпуса где Sнт
= 400 кВА, IXX
% = 3%, Uкз
= 5.5%, DPxx
= 1,3 кВт, DPкз
= 5.4 кВт Для нормального режима работы: Для послеаварийного режима: Таблица 9 Наименование цеха n, Sтр Ixx, % Uкз, % D Pxx DPкз DPS
нр DPS
пар DQк.з DQxx Главный корпус 2 Х 400 3 5.5 1.3 5.4 3.6 9.35 22 12 компрессорная 2 Х 1600 1.5 6.5 2.1 11.6 5.667 13.86 104 24 лесосушилка 2 Х 2500 1 6.5 3.85 23.5 14.31 44.79 162.5 25 2 Х 400 3 5.5 1.3 5.4 4.12 10.71 22 12 модельный цех 2 Х 1000 1.4 5.5 2.1 12.2 6.21 18.23 55 14 насосная 2 Х 1000 1.4 5.5 2.1 12.2 7.38 27.4 55 14 РСЦ 1 Х 2500 1 6.5 3.85 23.5 18.89 – 162.5 25 1 Х 2500 1 6.5 3.85 23.5 18.89 – 162.5 25 1 Х 1600 1,5 6,5 2,1 11,6 9,52 – 104 24 В промышленных распределительных сетях выше 1000 В в качестве основного способа канализации электроэнергии применяются кабельные ЛЭП и токопроводы 6–10 кВ. При незначительных передаваемых мощностях, как правило, применяют кабельные ЛЭП. Если передаваемая мощность в одном направлении при напряжении 6 кВ более 15–20 МВА, то применяют токопроводы. Выбор токопроводов производится по расчетному току ПАР, проверяется по экономической плотности тока и действию токов к.з. Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с учетом нормальных и ПАР режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции. Наладка кабелей будет производится на эстакадах, следовательно, поправочные коэффициенты не применяются. При проверке сечения кабелей по условию ПАР для кабелей напряжением до 10 кВ необходимо учитывать допускаемую в течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузку для кабелей с бумажной изоляцией до 30% номинальной. Рассмотрим выбор кабельных линий на примере линии ПГВ – РП2 Так как FMAX
=240 мм2
, то необходимо прокладывать 4 кабеля. Принимаем стандартное сечение F = 150 мм2
Iдоп пуэ
= 300 А, Iдоп
= Iдоп пар
= 1,3·264,6 =343,98 А Условие Iпар
<Iдоп пар
не выполняется. Окончательно выбираем кабель марки ААШв-6 4 (3 x 185) (алюминиевая жила, алюминиевая оболочка, бумажная изоляция, броня из шланга с поливинилхлоридом). Таблица 10 ЛЭП проложенная от – до Pнр Qнр Sнр Iр нр Fэ Qпар Iр пар Iдоп нр Iдоп пар ПГВ-РП1 14692,107 469,51 14699,6 235,7 196,4 -3615,3 364 331,7 431,2 ПГВ-РП2 6208,165 4166,82 7476,9 179,875 149,89 4302,02 364,66 302,7 393,55 ПГВ-РП3 6243,27 1849,74 6511,5 156,64 130,5 2050,39 314,4 264,6 344 РП1-ТП2 1440 1528,8 2100,2 202,09 168,4 - - 292,56 - 2359,18 2515,37 3448,6 331,84 276,5 - - 376,7 - ТП1-СП1 142,57 108,9 179,4 285,9 215 - - 280,8 - РП2-ТП7 598,195 1014,12 1177,4 56,43 47 1068,62 118 99,23 126 ТП7-СП3 82,45 64,85 104,9 151,4 126 64,85 262,225 249,6 324,5 РП3-ТП5 3551,83 2668,2 4442,4 213,7 178,1 2900,74 444 368,55 479 ТП5-ТП6 491,48 380,78 621,7 30 25 400,9 61,5 56,7 73,71 ТП4-СП2 81,94 54,98 98,67 142,4 118,7 - - 171,6 - При расчете токов короткого замыкания вводятся некоторые допущения: · Все ЭДС считаются совпадающими по фазе. · ЭДС источников остаются неизменными. · Не учитываются поперечные емкости цепи короткого замыкания и токи намагничивания трансформаторов. Активное сопротивление цепи короткого замыкания схемы напряжением выше 1000 В учитывается только при соотношении Расчет будем вести в относительных единицах, приведенных к базисным условиям. Сопротивление трансформатора ПГВ: Сопротивление кабельной линии электропередачи: Сопротивление воздушной линии. Сопротивление и ЭДС синхронного двигателя: Мощность синхронного двигателя: таким образом, получаем начальное значение периодической составляющей как: Рассчитаем ударный ток: Так же требуется найти ток короткого замыкания на стороне 0,4 кВ. При расчете тока короткого замыкания на стороне 0,4 кВ необходимо учитывать активную составляющую сопротивления, также необходимо учесть сопротивление контактов коммутационной аппаратуры, токовых обмоток автоматов отключения, трансформаторов тока, шинопровода. Сопротивление трансформатора S = 2500 кВА: xт
= 4,16 мОм rт
= 0,6 мОм Сопротивление трансформаторов тока: xтт
= 0,11 мОм rтт
= 0,17 мОм Сопротивление токовых катушек автоматического выключателя: xав
= 0,02 мОм rав
= 0,03 мОм Сопротивление шинопровода xш
= 0,28 мОм rш
= 0,087 мОм Сопротивление контактов rк
= 0,03 мОм Сопротивление дуги Rд
, принимаем среднее значение равное 6 мОм Суммарное активное сопротивление: Начальное действующие значение периодической составляющей тока короткого замыкания в точке к-4 Ударный ток в точке k – 4 Результаты расчета токов короткого замыкания сводим в таблицу Таблица 5 Точка короткого замыкания Iк
, кА iуд
, кА к-1 6,036 17,053 к-2 10,54 29,8 к-3 16,307 35,408 к-4 27,94 51,36 1. Аппаратура устройства высокого напряжения на ППЭ. 2. Ячейки РУ низкого напряжения 6 кВ, ПГВ, РП. 3. Выключатели вводов межсекционные выключатели и выключатели отходящих линий на ПГВ и РП – 6 кВ. 4. Вводные (секционные) автоматы цеховых КТП 5. Трансформаторы тока и напряжения на вводах ПГВ 6. Должны быть выбраны приборы учета и контроля потребления электрической энергии на вводах 6 кВ ПГВ. На устройстве высокого напряжения ПГВ необходимо выбрать и проверить на действие токов короткого замыкания следующие аппараты: · Разъединители · Вводные выключатели - По напряжению установки Uуст
£ Uном
- по току Iнорм
£ Iном
, Iмах
£ Iном
- По электродинамической стойкости iу
£ iпр,
Iпо
£ Iпр с
- По термической стойкости Вк
£ I2
тер
tтер
Тепловой импульс квадратичного тока КЗ где Ta
– постоянная времени затухания периодической составляющей то короткого замыкания. Выбираем разъединитель типа РЛНО-110М/600 (разъединитель линейный, одноколонковый, наружной установки). Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу. Условия выбора Расчетные данные Каталожные данные Uуст
£ Uном
Uуст
= 110 кВ Uном
= 6 кВ Iмах
£ Iном
Iмах
= 72,2 А Iном
= 600 А iу
£ iпр
iу
= 17,053 кА iпр
= 50 кА Вк
£ I2
тер
tтер
Вк
= 6,376 кА2
с I2
тер
tтер
= 100 кА2
с Выбираем выключатели по условиям: - По напряжению установки Uуст
£ Uном
- По длительному току Iнорм
£ Iном
, Iмах
£ Iном
- По отключающей способности Iп
t
£ Iотк ном
- По электродинамической стойкости iу
£ iдин,
Iпо
£ Iдин,
где iдин
– ток электродинамической стойкости Iдин,
– действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока. - По термической стойкости Вк
£ I2
тер
tтер
Выбираем выключатель ВВУ-110Б-40/2000У1 (выключатель воздушный усиленный для работы в районах с умеренным климатом). Расчетные и каталожные данные выключателя сводим в таблицу Условия выбора Расчетные данные Каталожные данные Uуст
£ Uном
Uуст
= 6 кВ Uном
= 110 кВ Iмах
£ Iном
Iмах
= 72,2 А Iном
= 2000 Iп
t
£ I отк
ном
Iп
t
= 6,036 кА I отк
ном
= 40 кА iу
£ iдин
iу
= 17,053 кА iдин
= 102 кА Iпо
£ I дин
Iпо
= 6,036 кА I дин
= 40 кА Вк
£ I2
тер
tтер
Вк
= 6,376 кА2
с I2
тер
tтер
= 1600 кА2
с Расчет применительно к ПГВ-РП1. Максимальный рабочий ток Выбираем выключатель типа ВМГ-133-II (выключатель маломасляный горшковый). Для установки на ТП принимаем шкафы КРУ:КР10-У4 Расчетные и каталожные данные ячеек и выключателя сводим в таблицы Условия выбора Расчетные данные Каталожные данные Uуст
£ Uном
Uуст
= 6 кВ Uном
= 6 кВ Iмах
£ Iном
Iмах
= 235,7 А Iном
= 400 А Iп
t
£ I отк
ном
Iп
t
= 10,54 кА I отк
ном
= 14 кА iу
£ iдин,
iу
= 29,8 кА I дин,
=52 кА Условия выбора Расчетные данные Каталожные данные Uуст
£ Uном
Uуст
= 6 кВ Uном
= 6 кВ Iмах
£ Iном
Iмах
= 325,7 А Iном
= 400А Iп
t
£ I отк
ном
Iп
t
= 10,54 кА I отк
ном
= 38,5 кА iу
£ iдин
iу
= 29,8 кА iдин
= 52 кА Iпо
£ I дин
Iпо
|