Система электроснабжения электромеханического завода
Содержание
Введение
. Определение электрических нагрузок
.1 Выбор мощности оборудования и его параметров
.2 Определение расчетных нагрузок по цехам
. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации
реактивной мощности
.1 Выбор цеховых трансформаторов
.2 Расчет компенсации реактивной
мощности
.3 Определение нагрузок на РП
.4 Определение целесообразности дополнительной установки БНК
. Построение картограммы и определение условного центра
электрических нагрузок
. Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжение
выше 1кВ
. Расчет токов короткого замыкания и выбор сечений
токоведущих элементов
. Выбор шин заводского РП и электрических аппаратов
напряжением выше 1 кВ
.1 Выбор шин
.2 Выбор электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ
. Электрические измерения и учет электроэнергии
Литература
Введение
Система электроснабжения промпредприятий, состоящая из сетей напряжением
до 1000 В и выше, трансформаторных и преобразовательных подстанций, служит для
обеспечения требований производства путем подачи электроэнергии от источника
питания к месту потребления в необходимом количестве и соответствующего
качества в виде переменного тока (однофазного или трехфазного) при различных
частотах и напряжениях, и постоянного тока.
Система электроснабжения промпредприятия (от ввода до конечных приемников
электроэнергии) должна быть гибкой, допускать постоянное развитие технологии,
рост мощности предприятий и изменение производственных условий. Это отличает
систему распределения электроэнергии на предприятиях от районных энергосистем,
где процесс развития также имеет место, однако места потребления электроэнергии
и формы ее передачи более стабильны.
Надёжное и экономичное снабжение потребителей электроэнергией требуемого
качества- необходимое условие функционирования любого промышленного
предприятия. Целью данного курсового проекта является разработка экономичной,
надёжной, удобной в эксплуатации и безопасной в обслуживании системы
электроснабжения электромеханического завода с учетом достижений
научно-технического прогресса.
В курсовом проекте производится определение электрических нагрузок, выбор
цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности, определение
условного центра электрических нагрузок предприятия, разработка схемы
электроснабжения предприятия на напряжение выше 1 кВ, расчет токов короткого
замыкания и выбор токоведущих элементов и электрических аппаратов напряжением
выше 1 кВ. Уделяется внимание вопросу электрических измерений и учет
электрической энергии на предприятии. Курсовой проект также включает в себя
чертежи: генеральный план предприятия с картограммой и центром электрических
нагрузок и принципиальную схему внутризаводского электроснабжения на напряжение
выше 1 кВ.
1. Определение электрических нагрузок
Определение силовых электрических нагрузок будем осуществлять методом
расчетного коэффициента.
По данному методу расчетная активная силовая нагрузка цеха определяется
по выражению:
, (1.1)
где Кр - коэффициент расчетной нагрузки;
Киi -
коэффициент использования группы однородных электроприемников;
Рномi -
мощность группы однородных электроприемников, кВт;
N - число групп электроприемников.
Кр принимаем из ([2],табл. П2).
Кр = f(nэ,Ки,Т), (1.2)
где nэ - эффективное число электроприемников;
Ки
- средневзвешенный коэффициент использования;
Т
- постоянная времени нагрева сети (учтена в таблице).
Эффективное число электроприемников можно определить по выражению:
(1.3)
где рн.max
- номинальная мощность самого мощного электроприемника цеха, кВт.
Средневзвешенный коэффициент использования можно определить по формуле:
(1.4)
Расчетная реактивная силовая нагрузка цеха определяется по выражению
, (1.5)
где tgφi - среднее значение коэффициента реактивной мощности i-той группы электроприемников.
Расчет осветительной нагрузки производим по методу коэффициента спроса.
По данному методу расчетная активная нагрузка освещения цеха определяется
по выражению
Так как для данного завода не производился полный светотехнический
расчет, то расчетную осветительную нагрузку цехов будем определять приближенно:
кВт, (1.6)
где ру - удельная мощность общего равномерного освещения,
Вт/м2;
F -
площадь цеха, м2 . Определяем по плану, учитывая масштаб;
m -
количество этажей в цехе.
Удельная мощность освещения принимается в зависимости от типа и
номинальной мощности применяемых ламп, расчетной высоты, площади помещения,
освещенности, кривой силы света (КСС) и других показателей освещения.
В таблицах 8.3 - 8.10 [3] приведены данные об удельной мощности для
светильников прямого света с разными типами ламп при условиях, указанных в
конце каждой таблицы.
Значение удельной мощности в каждом конкретном случае находят
пропорциональным пересчетом по формуле:
(1.7)
где ру.т - табличное значение удельной мощности
освещения, Вт/м2;
Кз и Кз.т - фактический и табличный
коэффициенты запаса (учитывает снижение уровня освещенности из-за старения и
загрязнения ламп, светильников и поверхностей помещения);
Ен - величина нормированной освещенности, лк;
η - КПД выбранного светильника, о. е.
Расчетная силовая реактивная нагрузка цеха определяется по формуле:
, (1.8)
где tgφо - значение коэффициента реактивной
мощности освещения.
Расчетную активную мощность цеха можно определить по выражению
. (1.9)
Расчетную реактивную мощность цеха можно определить по выражению
. (1.10)
Полную расчетную мощность цеха определяем по выражению
(1.11)
Учитывая, что коэффициент спроса для наружного освещения принимается
равным единице, активная расчетная нагрузка наружного освещения
(1.12)
где L-суммарная длина линий наружного
освещения, м;
py.l -
удельная мощность осветительной установки, Вт/м.
Расчетная реактивная мощность наружного освещения:
(1.13)
1.1 Выбор мощности оборудования и его
параметров
Разбиваем все оборудование по группам с одинаковыми Киi, tgφi. Выбор оборудования, его мощность, а
также максимальную мощность (мощность наиболее мощного электроприемника)
осуществляем с учетом специфики цеха. Приведенные в таблице коэффициенты взяты
из [1], таблица П5.
Таблица 1.1 Показатели электрических нагрузок приемников и потребителей
электроэнергии
Цех
|
Pуст , кВт
|
Оборудование
|
Мощность P, кВт
|
Мощность наибольшего ЭП Рн.мах,кВт
|
kи
|
cos
|
tg
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.Административный корпус
|
500
|
Оргтехника
|
50
|
40
|
0,4
|
0,85
|
0,62
|
|
|
Вентиляция
|
200
|
|
0,8
|
0,8
|
0,75
|
|
|
Лифты
|
100
|
|
0,35
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Нагревательные приборы
|
50
|
|
0,8
|
0,95
|
0,33
|
|
|
Холодильные установки
|
200
|
|
0,6
|
0,8
|
0,75
|
3.Механический цех
|
2200
|
Металлообрабатывающие
станки
|
900
|
120
|
0,14
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Сварочные трансформаторы
|
250
|
|
0,2
|
0,4
|
2,29
|
|
|
Вентиляция
|
300
|
|
0,8
|
0,8
|
0,75
|
|
|
Крановое оборудование
|
350
|
|
0,35
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Прессы
|
200
|
|
0,17
|
0,65
|
1,17
|
|
|
Молоты
|
200
|
|
0,24
|
0,65
|
1,17
|
4.Склад ГСМ
|
700
|
Вентиляция
|
200
|
40
|
0,8
|
0,8
|
0,75
|
|
|
Крановое оборудование
|
250
|
|
0,35
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Насосы
|
250
|
|
0,7
|
0,85
|
0,62
|
5.Окраска изделий
|
1500
|
Вентиляция
|
300
|
100
|
0,8
|
0,8
|
0,75
|
|
|
Компрессоры
|
500
|
|
0,7
|
0,85
|
0,62
|
|
|
Сушильные шкафы
|
700
|
|
0,8
|
0,95
|
0,33
|
6.Гальвани-ческий цех
|
1800
|
Гальванические установки
|
700
|
140
|
0,5
|
0,8
|
0,75
|
|
|
Сушильные шкафы
|
600
|
|
0,8
|
0,95
|
0,33
|
|
|
Крановое оборудование
|
200
|
|
0,35
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Вентиляция
|
300
|
|
0,8
|
0,8
|
0,75
|
7.Отделочный цех
|
1000
|
Крановое оборудование
|
200
|
80
|
0,35
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Вентиляция
|
120
|
|
0,8
|
0,8
|
0,75
|
|
|
Испытательные стенды
|
320
|
|
0,5
|
0,85
|
2,29
|
|
|
Металлообрабатывающие
станки
|
280
|
|
0,14
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Сварочные трансформаторы
|
80
|
|
0,2
|
0,4
|
2,29
|
8.Инженерный корпус
|
800
|
Оргтехника
|
100
|
30
|
0,4
|
0,85
|
0,62
|
|
|
Вентиляция
|
250
|
|
0,8
|
0,8
|
0,75
|
|
|
Лифты
|
100
|
|
0,35
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Нагревательные приборы
|
150
|
|
0,8
|
0,95
|
0,33
|
|
|
Кондиционеры
|
200
|
|
0,6
|
0,8
|
0,75
|
9.Главный корпус
|
2600
|
Лифты
|
300
|
300
|
0,35
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Мелкие токарные,
сверлильные, точильные и др. станки
|
1000
|
|
0,12
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Испытательные стенды
|
900
|
|
0,5
|
0,85
|
2,29
|
|
|
Оргтехника
|
50
|
|
0,4
|
0,85
|
0,62
|
|
|
Холодильные установки
|
110
|
|
0,6
|
0,8
|
0,75
|
|
|
Кондиционеры
|
90
|
|
0,8
|
0,8
|
0,75
|
|
|
Электроплиты
|
150
|
|
0,8
|
0,95
|
0,33
|
10.Термический цех
|
2100
|
Печи индукционные
|
400
|
150
|
0,7
|
0,35
|
2,68
|
|
|
ДСП
|
400
|
|
0,75
|
0,9
|
0,48
|
|
|
Крановое оборудование
|
250
|
|
0,35
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Сварочные трансформаторы
|
150
|
|
0,2
|
0,4
|
2,29
|
|
|
Вентиляция
|
100
|
|
0,8
|
0,8
|
0,75
|
|
|
Насосы
|
200
|
|
0,7
|
0,85
|
0,62
|
|
|
Прессы
|
300
|
|
0,17
|
0,65
|
1,17
|
|
|
Металлообрабатывающие
станки
|
300
|
|
0,14
|
0,5
|
1,73
|
12.Компрессорная
|
1100
|
Компрессоры
|
400
|
50
|
0,7
|
0,85
|
0,62
|
300
|
|
0,35
|
0,5
|
1,73
|
|
|
Насосы
|
250
|
|
0,7
|
0,85
|
0,62
|
|
|
Вентиляция
|
150
|
|
0,8
|
0,8
|
0,75
|
13.Котельная
|
1200
|
Насосы
|
500
|
200
|
0,7
|
0,85
|
0,619
|
|
|
Вспомогательное
|
250
|
|
0,3
|
0,6
|
1,333
|
|
|
Вентиляция
|
450
|
|
0,8
|
0,8
|
0,750
|
14.Насосная
|
900
|
Насосы
|
600
|
150
|
0,7
|
0,85
|
0,619
|
|
|
Вспомогательное
|
150
|
|
0,3
|
0,6
|
1,333
|
|
|
Вентиляция
|
150
|
|
0,8
|
0,8
|
0,750
|
.2 Определение расчетных нагрузок по цехам
Расчет нагрузок аналогичен для всех цехов, поэтому приведем пример
расчета для цеха №1, то есть для административного корпуса.
По выражению (1.4) определяем Ки:
.
По выражению (1.3) определяем эффективное число электроприемников:
;
По найденным значениям Ки и nэ по [2] в таблице П2 находим значение Кр методом интерполяции:
По выражению (1.1) определяем расчетную активную силовую нагрузку:
.
По выражению (1.5) определяем расчетную реактивную силовую нагрузку:
.
Для определения нагрузки освещения нам понадобятся следующие данные:
площадь цеха F = 4500м2
, которую нашли согласно масштабу по чертежу;
нормируемая освещенность цеха, принимаем Ен = 300 лк, согласно
П1, [3].
Для данного цеха принимаем светильники ЛСП-02 с трубчатыми
люминесцентными лампами, для которых характерен тип кривой силы света Д, КПД
светильника η =70%, высота подвеса 3-4 м, [3], П1, таблица 6.5.
По таблице 8.7, [3] в зависимости от высоты подвеса, типа КСС и площади
определяем удельную мощность общего равномерного освещения ру.таб =
2,6 Вт/ м2.
По выражению (1.7) произведем пересчет удельной нагрузки:
Коэффициент спроса для административного корпуса как для конторско-бытовых
зданий принимаем , [3].
По выражению (1.6) определяем расчетную активную нагрузку освещения:
По выражению (1.8) определяем расчетную реактивную нагрузку освещения с
учетом того, что коэффициент мощности освещения для ЛЛ cosφо =0,9, следовательно tgφо=0,484.
Активная расчетная нагрузка по формуле (1.9):
Реактивная расчетная нагрузка по (1.10):
Полная расчетная нагрузка (1.11):
.
Результаты расчета нагрузок для остальных цехов заносим в таблицы 1.2,
1.3 и 1.4.
Найдем активную нагрузку наружного освещения. По таблице 12.3, [3],
приняв нормированное значение средней освещенности 4 лк при мощности ламп ДРЛ
250 Вт, находим py.l=7,7 Вт/м. По схеме расположения
цехов согласно масштабу L=3810
м, тогда
кВт.
Расчетная реактивная нагрузка наружного освещения для ДРЛ (tgφ=0,48):
квар.
Расчетную нагрузку наружного освещения присоединяем к расчетной нагрузке
освещения цеха № 12 и делаем пересчет осветительной нагрузки цеха № 12:
Для цеха № 12 по формуле (1.12):
Результаты расчета силовой нагрузки
Таблица 1.2
№ цеха
|
Название цеха
|
Ки
|
nэ
|
Кр
|
Ррс, кВт
|
Qрс, квар
|
1
|
Административный копус
|
0,625
|
30
|
0,85
|
318,75
|
251,728
|
3
|
Механический цех
|
0,282
|
36
|
0,75
|
465,375
|
615,259
|
4
|
Склад ГСМ
|
0,604
|
35
|
0,85
|
359,125
|
322,894
|
5
|
Окраска изделий
|
0,767
|
30
|
0,85
|
977,5
|
494,53
|
6
|
Гальванический цех
|
0,633
|
25
|
0,9
|
1026
|
649,8
|
7
|
Отделочный цех
|
0,381
|
25
|
0,85
|
324,02
|
564,363
|
8
|
Инженерный цех
|
0,644
|
53
|
0,8
|
412
|
291,96
|
9
|
Главный корпус
|
0,367
|
17
|
0,85
|
810,05
|
1338,96
|
10
|
Термическое отделение
|
0,481
|
28
|
0,79
|
798,295
|
1100,95
|
12
|
Компрессорная
|
0,618
|
44
|
0,85
|
578
|
470,688
|
13
|
Котельная
|
0,667
|
12
|
0,9
|
720
|
550,467
|
14
|
Насосная
|
0.65
|
12
|
0,9
|
526,5
|
368,969
|
Таблица 1.3 Результаты расчета нагрузки освещения
№ цеха
|
Ен, лк
|
Кс
|
F, м2
|
Тип КСС
|
Тип светильника
|
Высота подвеса, м
|
η, %
|
tgφо
|
ру.таб,
Вт/м2
|
ру, Вт/м2
|
Рро, кВт
|
Qро, квар
|
1
|
300
|
0,8
|
4500
|
Д, Г
|
ЛСП 02
|
3-6
|
70
|
0,484
|
2,6
|
10,4
|
37,44
|
18,121
|
3
|
300
|
0,95
|
8250
|
Д, Г
|
РСП 05
|
3,5-18
|
70
|
0,484
|
3,9
|
15,6
|
122,265
|
59,176
|
4
|
75
|
0,95
|
2500
|
М
|
Н4Т4Л
|
6-11
|
70
|
0,484
|
2,6
|
2,6
|
6,175
|
2,989
|
5
|
200
|
0,85
|
13188
|
М
|
Н4Т4Л
|
6-11
|
70
|
0,484
|
2,6
|
6,93
|
77,721
|
37,617
|
6
|
300
|
0,95
|
5100
|
М,Д, Г
|
РСП 13
|
6-12
|
71
|
0,484
|
3,9
|
15,38
|
74,517
|
36,066
|
7
|
300
|
0,85
|
2625
|
Д, Г
|
РСП 05
|
3,5-18
|
70
|
0,484
|
3,9
|
15,6
|
34,808
|
16,847
|
8
|
300
|
0,85
|
12675
|
Д, Г
|
РСП 05
|
3,5-18
|
70
|
0,484
|
3,9
|
15,6
|
168,071
|
81,346
|
9
|
300
|
0,85
|
25234
|
Д, Г
|
РСП 05
|
3,5-18
|
70
|
0,484
|
3,9
|
15,6
|
334,603
|
161,948
|
10
|
300
|
0,95
|
4510
|
Д, Г, К
|
РСП 13
|
12-18
|
71
|
0,484
|
3,9
|
15,38
|
65,897
|
31,894
|
12
|
150
|
0,95
|
2500
|
М
|
Н4Т4Л
|
6-11
|
70
|
0,484
|
2,6
|
5,2
|
41,69
|
20,057
|
13
|
100
|
0,95
|
4266
|
Д, Г
|
РСП 05
|
3,5-18
|
70
|
0,484
|
3,9
|
5,2
|
21,074
|
10,200
|
14
|
150
|
0,95
|
1595
|
Д, Г
|
РСП 05
|
3,5-18
|
70
|
0,484
|
3,9
|
7,8
|
5,72
|
Таблица 1.4 Результаты
расчета нагрузок
№ цеха
|
Название цеха
|
Ррс, кВт
|
Qрс, квар
|
Рро, кВт
|
Qро, квар
|
Рр, кВт
|
Qр, квар
|
Sр, кВ∙А
|
1
|
Административный копус
|
318,75
|
251,728
|
37,44
|
18,121
|
356,19
|
269,848
|
446,866
|
3
|
Механический цех
|
465,375
|
615,259
|
122,265
|
59,176
|
587,64
|
674,435
|
894,53
|
4
|
Склад ГСМ
|
359,125
|
322,894
|
6,175
|
2,989
|
365,3
|
325,882
|
489,534
|
5
|
Окраска изделий
|
977,5
|
494,53
|
77,721
|
37,617
|
1055,22
|
532,147
|
1181,81
|
6
|
Гальванический цех
|
1026
|
649,8
|
74,517
|
36,066
|
1100,52
|
685,866
|
1296,75
|
7
|
Отделочный цех
|
324,02
|
564,363
|
34,808
|
16,847
|
358,828
|
581,209
|
683,053
|
8
|
Инженерный цех
|
412
|
291,96
|
168,071
|
81,346
|
580,071
|
373,306
|
689,811
|
9
|
Главный корпус
|
810,05
|
1338,96
|
334,603
|
161,948
|
1144,65
|
1500,91
|
1887,58
|
10
|
Термическое отделение
|
798,295
|
1100,95
|
65,897
|
31,894
|
864,192
|
1132,84
|
1424,83
|
12
|
Компрессорная
|
578
|
470,688
|
41,69
|
20,057
|
619,69
|
490,782
|
790,495
|
13
|
Котельная
|
720
|
550,467
|
21,074
|
10,200
|
741,074
|
560,667
|
929,267
|
14
|
Насосная
|
526,5
|
368,969
|
11,819
|
5,72
|
538,319
|
374,689
|
655,88
|
Необходимо учесть, что цеха №5, №6 и №7, а также №9 и №10 объединены.
Произведем расчет электрической нагрузки для группы объединённых цехов №5, №6 и
№7.
Коэффициент использования равен:
.
Эффективное число электроприемников:
.
По найденным значениям Ки5+6+7 и nэ5+6+7 по [2] в таблице П2 находим значение
коэффициента расчетной нагрузки для цехов №5, №6 и №7 Кр5+6+7
методом интерполяции: Расчетные
нагрузки для объединенных цехов вычисляется следующим образом:
кВт;
квар;
кВт;
квар;
кВт;
кВт;
кВ∙А.
Аналогичный расчет проводится для цехов №9 и №10.
;
;
.
Результаты пересчета нагрузок с учетом объединения цехов и наружного
освещения отображены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 Результаты пересчета нагрузок
№ цеха
|
Ррс, кВт
|
Qрс, квар
|
Рро, кВт
|
Qро, квар
|
Рр, кВт
|
Qр, квар
|
Sр, кВ∙А
|
1
|
318,75
|
251,728
|
37,44
|
18,121
|
356,19
|
269,848
|
446,866
|
3
|
465,375
|
615,259
|
122,265
|
59,176
|
587,64
|
674,435
|
894,53
|
4
|
359,125
|
322,894
|
6,175
|
2,989
|
365,3
|
325,882
|
489,534
|
5+6+7
|
2136,96
|
1574,2
|
187,05
|
90,53
|
2324,01
|
1664,73
|
2858,73
|
8
|
412
|
291,96
|
168,071
|
81,346
|
580,071
|
373,306
|
689,811
|
9+10
|
1499,86
|
2256,33
|
400,497
|
193,482
|
1900,36
|
2450,17
|
3100,76
|
12
|
578
|
470,688
|
41,69
|
20,057
|
619,69
|
490,782
|
790,495
|
13
|
720
|
550,467
|
21,074
|
10,200
|
741,074
|
560,667
|
929,267
|
14
|
526,5
|
368,969
|
11,819
|
5,72
|
538,319
|
374,689
|
655,88
|
2. Выбор цеховых трансформаторов и расчет компенсации реактивной мощности
.1 Выбор цеховых трансформаторов
Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности
определяется минимальное их число, необходимое для питания расчётной активной
нагрузки, по выражению:
, (2.1)
где Рр - расчетная активная нагрузка цеха, кВт;
Sт - номинальная мощность трансформатора, кВ∙А;
βт - коэффициент загрузки
трансформатора. Принимаем βт=0,8.
Таблица 2.1 Расчетные нагрузки цехов
№ цеха
|
Рр, кВт
|
Qр, квар
|
Sр, кВ∙А
|
βТ
|
SТ, кВ∙А
|
NТmin
|
NТ
|
1
|
356,19
|
269,848
|
446,866
|
0,8
|
630
|
0,707
|
1
|
3
|
587,64
|
674,435
|
894,53
|
0,8
|
1000
|
0,735
|
1
|
4
|
365,3
|
325,882
|
489,534
|
0,8
|
630
|
0,725
|
1
|
5+6+7
|
2324,01
|
1664,73
|
2858,73
|
0,8
|
1000
|
2,91
|
3
|
8
|
580,071
|
373,306
|
689,811
|
0,8
|
1000
|
0,725
|
1
|
9+10
|
1900,36
|
2450,17
|
3100,76
|
0,8
|
1000
|
2,375
|
3
|
12
|
590,35
|
476,665
|
758,764
|
0,8
|
1000
|
0,776
|
1
|
13
|
741,074
|
560,667
|
929,267
|
0,8
|
1000
|
0,926
|
1
|
14
|
538,319
|
374,689
|
655,88
|
0,8
|
1000
|
0,673
|
1
|
Рассмотрим расчет числа трансформаторов на примере цеха №1, результаты
остальных расчетов аналогичны и сведены в таблицу 2.1.
,
принимаем число трансформаторов =1.
Для установки выбираем трансформаторы ТМГ-630/10-У1 и ТМГ-1000/10-У1,
параметры которых приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 Каталожные данные трансформаторов
Тип трансформатора
|
Sн,кВ∙А
|
∆Pхх, кВт
|
∆Pкз, кВт
|
Uкз, %
|
Ixx,%
|
ТМГ
|
630
|
1,24
|
7,6
|
5,5
|
0,6
|
ТМГ
|
1000
|
1,6
|
10,8
|
5,5
|
0,5
|
.2 Расчет компенсации реактивной мощности
Наибольшее значение реактивной мощности, которое может быть передано
через трансформаторы в сеть до 1кВ при принятом коэффициенте загрузки
трансформаторов βТ, определяется по следующему
выражению (для масляных трансформаторов) в квар:
, (2.2)
где коэффициент 1,1 учитывает допустимую систематическую перегрузку
трансформатора.
Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов БНК по критерию
выбора минимального числа трансформаторов:
(2.3)
где Qрн - расчётная реактивная нагрузка до
1кВ рассматриваемой группы трансформаторов, квар.
Если Qнк1< 0, то следует принять Qнк1= 0.
Величина Qнк1 распределяется между цеховыми
трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем
выбираются стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1кВ каждого
трансформатора.
Определим на примере мощность БНК для цеха №3. Значение реактивной
мощности, которое может быть передано через трансформатор в сеть до 1кВ по
выражению (2.2):
Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов по формуле (2.3):
.
Реактивная мощность БНК, присоединённых к каждому трансформатору:
(2.4)
По таблице 1, [4] выбираем конденсаторную установку типа АКУ-0,4-50-10У3. Если при расчётах получается Qнк1<0 (как, например, в цехе №1), то
принимаем Qнк1=0 и блок низковольтных конденсаторов
не устанавливают.
Аналогично произведём расчёты для остальных цехов завода, и результаты
сведём в таблицу 2.3.
Таблица 2.3 Расчёт низковольтных конденсаторных батарей
№ цеха
|
Ррн, кВт
|
SТ, кВ∙А
|
NТ
|
Qт, квар
|
, квар
|
, квар
|
Тип батарей на один
трансформатор
|
Суммарная мощность БНК с
учетом NТ,
|
1
|
356,19
|
269,848
|
630
|
1
|
424,839
|
-154,99
|
0
|
--
|
0
|
3
|
587,64
|
674,435
|
1000
|
1
|
655,041
|
19,394
|
19,394
|
АКУ-0,4-50-10У3
|
50
|
4
|
365,3
|
325,882
|
630
|
1
|
417,031
|
-91,149
|
0
|
--
|
0
|
5,6,7
|
2324,01
|
1664,73
|
1000
|
3
|
1252,43
|
412,301
|
137,43
|
АКУ-0,4-150-10У3
|
450
|
8
|
580,071
|
373,306
|
1000
|
1
|
661,754
|
-288,45
|
0
|
--
|
0
|
9,10
|
1900,36
|
2450,17
|
1000
|
3
|
1832,55
|
617,621
|
205,87
|
АКУ-0,4-220-20У3
|
660
|
12
|
590,35
|
476,665
|
1000
|
1
|
624,807
|
-134,03
|
0
|
--
|
0
|
13
|
741,074
|
560,667
|
1000
|
1
|
474,562
|
86,105
|
86,105
|
АКУ-0,4-100-10У3
|
100
|
14
|
538,319
|
374,689
|
1000
|
1
|
696,141
|
-321,45
|
0
|
--
|
0
|
|
1260
|
Коэффициент загрузки трансформатора с учётом компенсации реактивной
мощности:
, (2.5)
где - расчетная нагрузка цеха с учетом компенсации реактивной
мощности.
, (2.6)
где - суммарная номинальная мощность конденсаторных установок с
учетом числа трансформаторов, квар.
Потери активной мощности в трансформаторе, кВт:
. (2.6)
Потери реактивной мощности в трансформаторе, квар:
. (2.7)
Определим потери в трансформаторе для гальванического цеха № 3. Для этого
определим коэффициент загрузки трансформатора:
кВА;
.
По формулам (2.6) и (2.7) определим потери активной и реактивной мощности
в трансформаторах:
кВт;
квар.
Аналогично произведём расчёты потерь для остальных цехов и результаты
занесем в таблицу 2.4.
Таблица 2.4 Расчёт потерь мощности в трансформаторах
№ цеха
|
Ррн, кВт
|
Qрн, квар
|
Qнк1,
квар
|
Sрн, кВА
|
NТ
|
SТ, кВА
|
βт
|
∆Pт, кВт
|
∆Qт, квар
|
1
|
356,19
|
269,848
|
0
|
446,866
|
1
|
630
|
0,709
|
5,064
|
21,213
|
3
|
587,64
|
674,435
|
50
|
894,53
|
1
|
1000
|
0,857
|
9,541
|
45,438
|
4
|
365,3
|
325,882
|
0
|
489,534
|
1
|
630
|
0,777
|
5,829
|
24,701
|
5,6,7
|
2324,01
|
1664,73
|
450
|
2858,73
|
3
|
1000
|
0,874
|
29,556
|
141,071
|
8
|
580,071
|
373,306
|
0
|
689,811
|
1
|
1000
|
0,690
|
6,739
|
31,171
|
9,10
|
1900,36
|
2450,17
|
660
|
3100,76
|
3
|
1000
|
0,870
|
29,338
|
139,961
|
12
|
590,35
|
476,665
|
0
|
758,764
|
1
|
1000
|
0,790
|
8,349
|
39,369
|
13
|
741,074
|
560,667
|
100
|
929,267
|
1
|
1000
|
0,873
|
9,823
|
46,877
|
14
|
538,319
|
374,689
|
0
|
655,88
|
1
|
1000
|
0,656
|
6,246
|
28,660
|
Сумма
|
110,484
|
518,462
|
2.3 Определение нагрузок на РП
Расчётная активная и реактивная нагрузка на шинах РП с учётом потерь в
трансформаторах определяется по формулам:
, кВт (2.8)
квар, (2.9)
где m - число присоединений на сборных
шинах 10 кВ РП;
Киi - среднее значение коэффициента
использования i-го присоединения;
Ко - коэффициент одновременности максимумов нагрузок, который
определяется в зависимости от средневзвешенного коэффициента использования Ки.ср
и числа присоединений на сборных шинах РП m.
Значение средневзвешенного коэффициента использования определяется по
формуле:
(2.10)
Математическое ожидание расчетных нагрузок потребителя:
(2.11)
(2.12)
где κ - коэффициент приведения расчетных нагрузок к математическому
ожиданию, к=0,9.
Экономическое значение реактивной мощности, потребляемой из энергосистемы
в часы больших нагрузок ее сети, определяется с учетом суммарных расчетных
нагрузок потребителя:
(2.13)
Нормативное значение коэффициента tgφэ, которым пользуется энергоснабжающая
организация, определяется по выражению:
(2.14)
где dmax - отношение потребления энергии в
квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению ее в квартале максимума
нагрузки предприятия (при отсутствии необходимых данных принимают dmax=1);
aд - действующая основная ставка тарифа на активную мощность, aд=269784 руб/(кВт∙год);
bд - дополнительная ставка тарифа на активную энергию, bд =209руб/кВт·ч;
tgφБ - базовый коэффициент реактивной
мощности, принимаемый равным 0,25; 0,3 и 0,4 для сетей 6-20кВ, присоединённых к
шинам подстанции с высшим напряжением соответственно 35, 110 и 220-330кВ. В
нашем случае tgφБ=0,3.
k1
- коэффициент
удорожания конденсаторов, принимаемый равным кратности тарифа на
электроэнергию:
(2.15)
где a - основная ставка тарифа на активную
мощность на момент принятия методики, a=60 руб/(кВт∙год);
b - дополнительная ставка тарифа на активную энергию на момент принятия
методики, b =1,8 коп/кВт·ч;
Тм - число часов использования максимальной нагрузки,
определяемое характером и сменностью работы потребителя в год, ч:
для односменных предприятий - 1800-2500;
для двухсменных предприятий - 3500-4500;
для трехсменных предприятий - 5000-7000;
Для определения числа присоединений на сборных шинах РП разработаем схему
электроснабжения завода. Рассмотрим два варианта схем, рисунки 2.1 и 2.2.
Рисунок 2.1. Первый вариант схемы электроснабжения
Рисунок 2.2. Второй вариант схемы электроснабжения
Как окончательный вариант для дальнейших расчетов примем первую схему
электроснабжения с количеством присоединений m=8.
Используя ранее произведенные расчеты, сформируем таблицу расчетных
нагрузок (таблица 2.5).
Таблица 2.5 Таблица расчетных нагрузок
№ цеха
|
Pном, кВт
|
Рсм, кВт
|
Qсм, квар
|
Pрo, кВт
|
Qрo, кВт
|
∆Pт, кВт
|
∆Qт, квар
|
1
|
600
|
375
|
296,15
|
37,44
|
18,121
|
5,064
|
21,213
|
3
|
2200
|
620,5
|
820,345
|
122,265
|
59,176
|
9,541
|
45,438
|
4
|
700
|
422,5
|
379,875
|
6,175
|
2,989
|
5,829
|
24,701
|
5,6,7
|
4300
|
2671,2
|
1967,756
|
187,0462
|
90,530
|
29,556
|
141,071
|
8
|
800
|
515
|
364,95
|
168,0705
|
81,346
|
6,739
|
31,171
|
9,10
|
4700
|
1963,5
|
2968,855
|
400,4997
|
193,842
|
29,338
|
139,961
|
12
|
1100
|
680
|
553,75
|
41,69
|
20,095
|
8,349
|
39,369
|
13
|
1200
|
800
|
611,63
|
21,07404
|
10,200
|
9,823
|
46,877
|
14
|
900
|
585
|
409,965
|
11,81895
|
5,720
|
6,246
|
28,660
|
Сумма
|
16500
|
8632,7
|
8373,276
|
996,0794
|
482,019
|
110,484
|
518,462
|
По формуле (2.10) определим средневзвешенный коэффициент использования:
Зная число присоединений к РП и средневзвешенный коэффициент
использования, находим по [2], таблица П3 коэффициент одновременности
По формулам (2.8) и (2.9) определим расчетные активную и реактивную
нагрузки на шинах РП с учетом потерь в трансформаторах:
;
Для нашего электромеханического завода примем двухсменный режим работы и Тм=4300
ч, согласно таблице П3,[1]. Тогда значение коэффициента повышения тарифов
на электроэнергию по выражению (2.15) равно:
.
Нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению (2.14):
.
Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой из энергосистемы,
находим по выражению (2.14):
квар.
Произведём расчет баланса РМ на границе с энергосистемой:
; (2.16)
квар.
Так как , надо искать пути получения РМ. Для одно-, двух- и
трехсменных предприятий рассматривается целесообразность дополнительной
установки БНК.
2.4 Определение целесообразности дополнительной установки БНК
Для определения целесообразности дополнительной установки БНК необходимо
найти значение экономически целесообразной реактивной мощности Qтэ, которая может быть передана через
цеховые трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.
При потреблении РМ из энергосистемы, превышающем экономическое значение:
(2.17)
где Знк - удельные затраты на компенсацию РМ
установками БНК, руб/квар;
СQП - удельная стоимость потребления РМ и энергии, превышающего
экономическое значение, руб/квар·год;
А
- расчётная величина, характеризующая затраты на потери активной мощности при
передаче РМ в сеть напряжением до 1 кВ.
(2.18)
где Снк - удельная стоимость низковольтных
конденсаторных батарей;
Зрнк - удельные затраты на потери мощности в установках БНК,
руб/квар.
, (2.19)
где - базовая удельная стоимость БНК, принимается из диапазона
7,5 - 10,5 руб/квар, причем меньшие значения соответствуют большим мощностям
конденсаторных установок. В нашем случае примем руб/квар.
Удельные затраты на потери мощности в БНК:
(2.20)
где Срг - удельная стоимость потерь активной мощности в
компенсирующих установках, руб/кВт.
- удельные потери активной мощности в БНК; = 0,004 кВт/квар.
, (2.21)
где Тг - годовой фонд рабочего времени, принимается для
двухсменной работы Тг=4000 ч, [4].
Удельная стоимость потребления дополнительной РМ и энергии, превышающего
экономическое значение, определяется по формуле:
при наличии на предприятии приборов учета максимальной РМ
(2.22)
- при их отсутствии
(2.23)
где С2 - плата за 1квар потребляемой РМ, превышающей
экономическое значение, которую принимаем равной С2 =
3,6руб/(квар×год);
d2 - плата за 1квар×ч потребляемой реактивной энергии, которую принимаем равной
при расчете по формуле (2.22) d2 = 0,09
коп/квар×ч;
при расчете по формуле (2.23) d2 = 0,2
коп/квар×ч;
TмQП - годовое число часов использования максимальной РМ при потреблении,
превышающем экономическое значение.
Величина TмQП определяется в зависимости от соотношения степени
компенсации и отношения натуральной минимальной нагрузки к натуральной
максимальной нагрузке Км по следующим выражениям:
при (2.24)
при . (2.25)
Степень компенсации определяется по выражению:
, (2.26)
где Qпэ - величина потребляемой из энергосистемы РМ,
превышающей экономическое значение, Qпэ=DQ’.
Значение Км принимается для двухсменных
предприятий равным Км = 0,8.
По формуле (2.19) руб/квар.
По формуле (2.21) руб/квар.
Удельные затраты на потери мощности в БНК по выражению (2.20):
руб/квар.
Удельные затраты на компенсацию РМ установками БНК найдем по формуле
(2.18)
руб/квар.
Степень компенсации определяется по выражению (2.26):
.
Так как (0,64<0,8), то годовое число часов использования
максимальной РМ при потреблении, превышающем экономическое значение
определяется по формуле (2.24):
ч.
Удельная стоимость потребления дополнительной РМ и энергии, превышающего
экономическое значение, определяется по формуле (2.22), так как на предприятии
имеются приборы учета максимальной РМ.
руб/квар.
По формуле (2.17) то есть <0, тогда принимается , но не более , [4]. Таким образом квар.
Находим общую расчётную мощность БНК предприятия:
; (2.27)
квар.
Распределяем Qнк2
прямо
пропорционально реактивным нагрузкам цехов:
. (2.28)
Расчетная мощность БНК на один трансформатор равна:
Исходя из этой величины выбираем БНК с ближайшей стандартной мощностью.
Например, для цеха №3:
Расчетная мощность БНК на один трансформатор равна:
квар.
Устанавливаем на каждый трансформатор по одной батарее типа
АКУ-0,4-375-25У3.
Таблица 2.6 Распределение мощности БНК между цеховыми ТП
№ цеха
|
NТ
|
Qр, квар
|
Qнк1,
квар
|
Qр- Qнк1, квар
|
Qнк2,
квар
|
Qнк1+Qнк2, квар
|
Q’нк2, квар
|
Тип батарей на один трансформатор
|
Суммарная мощность БНК с
учетом NТ, квар
|
1
|
1
|
269,848
|
0
|
269,848
|
132,331
|
132,331
|
132,3312
|
АКУ-0,4-150-10У3
|
150
|
3
|
1
|
674,435
|
50
|
624,435
|
306,218
|
356,218
|
356,2177
|
АКУ-0,4-375-25У3
|
375
|
4
|
1
|
325,882
|
0
|
325,882
|
159,810
|
159,810
|
159,8098
|
АКУ-0,4-175-25У3
|
175
|
5,6,7
|
3
|
1664,73
|
450
|
1214,73
|
595,693
|
1045,693
|
348,5645
|
АКУ-0,4-350-25У3
|
1050
|
8
|
1
|
373,306
|
0
|
373,306
|
183,066
|
183,066
|
183,0661
|
АКУ-0,4-200-20У3
|
200
|
9,10
|
3
|
2450,17
|
660
|
1790,17
|
877,884
|
1537,884
|
512,6281
|
УКМ58-0,4-536-67У3
|
1608
|
12
|
1
|
476,665
|
0
|
476,665
|
233,753
|
233,753
|
233,7525
|
АКУ-0,4-240-20У3
|
240
|
13
|
1
|
560,667
|
100
|
460,667
|
225,907
|
325,907
|
325,9072
|
АКУ-0,4-330-15У3
|
330
|
14
|
1
|
374,689
|
0
|
374,689
|
183,744
|
183,744
|
183,7443
|
АКУ-0,4-200-20У3
|
200
|
|
4328
|
Согласно таблице фактическая общая мощность комплектных БНК предприятия: квар.
Произведём расчет баланса РМ на границе с энергосистемой:
; (2.30)
квар.
В связи с этим следует уменьшить значение реактивной мощности , потребляемой из энергосистемы, на
величину 169,6 квар.
квар.
После этого определяем расчетные нагрузки с учетом конденсаторных
батарей, определяем действительные коэффициенты загрузки трансформаторов,
произведем пересчет потерь мощности в трансформаторах с учетом действительных
коэффициентов загрузки. Необходимые расчетные формулы приведены в пункте 2.2,
каталожные данные трансформаторов - в таблице 2.2. Полученные данные сведем в таблицы
2.7, 2.8.
Таблица 2.7 Расчетные нагрузки с учетом компенсации РМ
№ цеха
|
NТ
|
SТ, кВА
|
Ррн, кВт
|
Qрн, квар
|
Qнк, квар
|
Sрн, кВА
|
βт
|
1
|
1
|
630
|
356,19
|
269,848
|
150
|
375,8124
|
0,597
|
3
|
1
|
1000
|
587,64
|
674,435
|
375
|
659,5317
|
0,660
|
4
|
1
|
630
|
365,3
|
325,882
|
175
|
395,2336
|
0,627
|
5,6,7
|
3
|
1000
|
2324,01
|
1664,73
|
1050
|
2403,937
|
0,801
|
8
|
1
|
1000
|
580,071
|
373,306
|
200
|
605,4063
|
0,605
|
9,10
|
3
|
1000
|
1900,36
|
2450,17
|
1608
|
2078,608
|
0,693
|
12
|
1
|
1000
|
590,35
|
476,665
|
240
|
668,5113
|
0,669
|
13
|
1
|
1000
|
741,074
|
560,667
|
330
|
776,143
|
0,776
|
14
|
1
|
1000
|
538,319
|
374,689
|
200
|
565,9536
|
0,566
|
Таблица 2.7 Потери мощности с учетом действительных коэффициентов
загрузки
№ цеха
|
NТ
|
SТ, кВА
|
βт
|
∆Pт, кВт
|
∆Qт, квар
|
С учетом потерь и
компенсации
|
|
|
|
|
|
|
Рр, кВт
|
Qр, квар
|
Sр, кВА
|
1
|
1
|
1000
|
0,597
|
3,944
|
16,11
|
360,134
|
135,958
|
384,94336
|
3
|
1
|
1600
|
0,660
|
6,297
|
28,924
|
593,938
|
328,359
|
678,66174
|
4
|
1
|
1600
|
0,627
|
4,231
|
17,41735
|
369,531
|
168,2993
|
406,05166
|
5,6,7
|
3
|
1600
|
0,801
|
25,604
|
120,9468
|
2349,61
|
735,6768
|
2462,094
|
8
|
1
|
1600
|
0,605
|
5,558
|
25,15842
|
585,629
|
198,4644
|
618,34448
|
9,10
|
3
|
1600
|
0,693
|
20,354
|
94,21119
|
1920,71
|
936,3812
|
2136,809
|
12
|
1
|
1000
|
0,669
|
6,427
|
29,5799
|
596,776
|
266,2449
|
653,4743
|
13
|
1
|
1600
|
0,776
|
8,106
|
38,13189
|
749,18
|
268,7989
|
795,94181
|
14
|
1
|
0,566
|
5,06
|
22,61669
|
543,378
|
197,3057
|
578,09125
|
Сумма
|
85,582
|
393,096
|
8068,896
|
3235,488
|
8714,412
|
3. Построение
картограммы и определение условного центра электрических нагрузок
При определении мест установки ТП, РП, ГПП, ПГВ и компенсирующих
устройств реактивной мощности необходимо иметь информацию о величине распределения
электрических нагрузок по территории промышленного объекта. С этой целью строят
картограмму электрических нагрузок для предприятия или его структурного
подразделения. Картограмма нагрузок размещается на плане предприятия в виде
окружностей, площади которых в определенном масштабе отображают величины
электрических нагрузок.
Как правило, строится картограмма активных нагрузок. При этом для каждого
i-ого цеха расчетная активная нагрузка
может быть представлена как
, (3.1)
где - расчетные активные силовая и осветительная нагрузки i-ого цеха.
Для каждого цеха радиус круга находится из условия равенства активной
мощности нагрузки площади круга:
(3.2)
где m - принятый масштаб картограммы,
кВт/мм2.
Из формулы (3.2) радиус круга:
(3.3)
Каждый круг разделяется на секторы, соответствующие осветительной и
силовой нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки в градусах вычисляется
по формуле:
(3.4)
Угол сектора силовой нагрузки в градусах вычисляется по формуле:
(3.5)
Величины осветительной и силовой нагрузок указываются на картограмме. Условный центр электрических нагрузок находят для определения
места размещения РП. Для этого предварительно на план предприятия, состоящего
из п цехов, наносится декартова система координат и определяются
координаты X и Y каждой нагрузки Рр. После этого искомые
координаты электрических нагрузок предприятия определяют по следующим формулам:
(3.6)
.(3.7)
Расположение заводского РП выбирается на генплане предприятия по
возможности смещенным от ЦЭН в сторону ИП так, чтобы не было обратных потоков
по линиям 6-10 кВ. Принимаем минимальный радиус для цеха
№1 мм с соответствующей минимальной
расчетной нагрузкой
кВт.
Пользуясь формулой (3.2) вычислим масштаб картограммы
кВт/мм2.
По формулам (3.4) и (3.5) определяем углы нагрузок:
;
.
Производим такие же расчеты для остальных цехов и результаты сводим в
таблицу 3.1. В таблице также представлены центры электрических нагрузок цехов,
определенные по генплану завода.
Таблица 3.1 Координаты центров нагрузок всех цехов
№
|
Ррс, кВт
|
Рро, кВт
|
Рр, кВт
|
, мм
|
, град
|
, град
|
X, мм
|
Y, мм
|
Х∙Рр
|
Y∙Рр
|
1
|
318,75
|
37,44
|
356,19
|
14,00
|
37,8
|
322,2
|
20
|
125,5
|
7123,8
|
44701,845
|
3
|
465,375
|
122,265
|
587,64
|
17,98
|
74,9
|
285,1
|
101
|
240,5
|
59351,64
|
141327,42
|
4
|
359,125
|
6,175
|
365,3
|
14,18
|
6,1
|
353,9
|
47
|
48,5
|
17169,1
|
17717,05
|
5
|
977,5
|
77,721
|
1055,22
|
24,10
|
26,5
|
333,5
|
82
|
33
|
86528,04
|
34822,26
|
6
|
1026
|
74,517
|
1100,52
|
24,61
|
24,4
|
335,6
|
128,4
|
39,5
|
141306,768
|
43470,54
|
7
|
324,02
|
34,808
|
358,828
|
14,05
|
34,9
|
325,1
|
165
|
33
|
59206,62
|
11841,324
|
8
|
412
|
168,071
|
580,071
|
17,87
|
104,3
|
255,7
|
84
|
150
|
48725,964
|
87010,65
|
9
|
810,05
|
334,603
|
1144,65
|
25,10
|
105,2
|
254,8
|
168
|
152
|
192301,2
|
173986,8
|
10
|
798,295
|
65,897
|
864,192
|
21,81
|
27,5
|
332,5
|
210
|
181
|
181480,32
|
156418,75
|
12
|
578
|
41,69
|
619,69
|
18,47
|
24,2
|
335,8
|
212,5
|
225
|
131684,125
|
139430,25
|
13
|
720
|
21,074
|
741,074
|
20,19
|
10,2
|
349,8
|
206
|
47,5
|
152661,244
|
35201,015
|
14
|
526,5
|
11,819
|
538,319
|
17,21
|
7,9
|
352,1
|
206
|
16
|
110893,714
|
8613,104
|
Сумма
|
8311,694
|
|
1188432,535
|
894541,01
|
Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия определяем по
формулам (3.6) и (3.7):
мм;
мм.
Картограмму электрических нагрузок представлена на генплане предприятия.
Там же изображен ЦЭН с соответствующими координатами(рисунок 3,1). Разместим РП
в инструментальном цехе №9, сместив его от центра электрических нагрузок в
сторону источника питания.
Рисунок 3.1 Картограмма электрических нагрузок. ЦЭН.
4. Разработка
схемы электроснабжения предприятия на напряжение выше 1кВ
В соответствии с заданием питание завода осуществляется от подстанции
110/10 кВ, находящейся за территорией завода. Длина питающей линии от
подстанции до РП завода равна 0,94 км. На подстанции установлены два
трансформатора типа ТРДН с единичной номинальной мощностью 25 МВА.
На РП предприятия используем вводную и линейную камеры типа КСО-282. В
камерах устанавливаются масляные выключатели типа ВВ/TEL, разъединители типа РВЗ, трансформаторы напряжения с
литой изоляцией типа ЗНОЛ и предохранителями ПКН, трансформаторы тока ТПОЛ и
ТОЛ.
Распределительная сеть предприятия 10 кВ выполнена кабелями марки АПвВ(с
алюминиевой жилой в оболочке из вулканизированного полиэтилена с изоляцией из
сшитого полиэтилена), проложенными открыто в воздухе. РП предприятия
запитывается от подстанции 110/10 кВ одножильными кабелями марки АПвВ,
прокладку кабеля осуществляем в воздухе. Кабели прокладываются вдоль зданий и
проездов с учетом наименьшего расхода кабеля.
Наибольшее распространение на практике получили смешаные схемы, при
которых питание крупных и ответственных приемников осуществляется по радиальной
схеме, а средних и мелких, при упорядоченом расположении ТП, - по магистральным
линиям. Такие комбинированые схемы внутреннего электроснабжения, как правило,
имеют лучшие технико-экономические показатели.
При радиальной схеме питания допускается глухое присоединение
трансформаторов к линиям 6-10 кВ. Магистральные схемы обычно строятся с
использованием одиночных, питающих однотрансформаторные ТП, и двойных сквозных
магистралей, питающих двухтрансформаторные ТП. Схемы с двойными сквозными
магистралями служат для питания двухтрансформаторных подстанций. В нормальном
режиме трансформаторы работают раздельно, а при повреждении одной из
магистралей питание автоматически переводится на оставшуюся в работе
магистральную линию. Также при двойных сквозных магистралях допускается
присоединение к ним цеховых трансформаторов наглухо. При применении одиночных
магистралей глухое присоединение трансформаторов к линиям 6-10 кВ не
допускается, их следует присоединять с помощью выключателей нагрузки. На
однотрансформаторных цеховых ТП применяется резервирование при помощи коротких
кабельных перемычек на напряжение до 1 кВ
В соответствии со сказанными выше особенностями разработаем схему
электроснабжения предприятия. Полная схема электроснабжения представлена на
листе 2 графической части курсового проекта. Упрощенный вариант схемы
представлен на рисунке 4.1 (на основании пункта 2.3, рисунок 2.2).
Рисунок 4.1. Упрощенный вариант схемы электроснабжения
5. Расчет токов
короткого замыкания и выбор сечений токоведущих элементов
Необходимость расчета токов КЗ обусловлена выбором сечений кабелей
питающих линий и других высоковольтных аппаратов, а также необходимостью
проверки выбранных аппаратов по условиям электродинамической и термической
стойкости.
Расчетным видом КЗ является трехфазное, т. к. именно при таком виде КЗ
обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при
двухфазном и однофазном. Для вычисления токов КЗ составим схему замещения, в
которой укажем сопротивления всех источников и потребителей и наметим точки для
расчетов токов КЗ (рисунок 5.1).
Рисунок 5.1 Схема замещения для расчета токов КЗ
При расчете токов КЗ для системы и трансформаторов пренебрегаем активным
сопротивлением этих элементов. Расчет токов КЗ производим в относительных
величинах. Зададимся базисными условиями и определим параметры схемы замещения.
Сопротивление системы в относительных единицах рассчитаем по формуле:
;(5.1)
Сопротивление трансформатора найдем по формуле:
;(5.2)
где Uк% - напряжение короткого замыкания, % (рис. 4.1);нт
- номинальная мощность трансформатора, МВА(рис. 4.1;
Сопротивление кабельных линий:
;(5.3)
;(5.4)
,(5.5)
где X0 -удельное индуктивное сопротивление кабельной линии;
R0 -удельное активное сопротивление
кабельной линии;
Zл -полное сопротивление кабельной
линии.
Для определения сопротивления необходимо предварительно выбрать сечение
кабеля.
Сечения жил кабеля по экономической плотности тока выбирают согласно
условию:
,(5.6)
где Iрл - расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;э
- экономическая плотность тока, А/мм2, принимаем по таблице 3.1, [1]
в зависимости от материала проводника и изоляции и числа часов использования
максимума нагрузки в год.
Базисный ток рассчитывается по формуле:
;(5.7)
Ток трехфазного короткого замыкания и соответствующий ему ударный ток
определяем по формулам:
;(5.8)
,(5.9)
где Z∑ - суммарное сопротивление последовательно
соединенных элементов до точки короткого замыкания;
- ударный коэффициент, принимается для шин подстанции равным
1,8, а для шин РП равным 1,369.
Затем выбранное сечение кабеля проверяется по допустимому нагреву
максимальным расчетным током или током послеаварийного режима, по условию
нагрева при КЗ (по термической стойкости).
Кабели, питающие цеховые трансформаторы, проверяются по нагреву
максимальным расчетным током, которы определяется по формуле:
. (5.10)
где - номинальная мощность i-ого трансформатора;
NТ - число
трансформаторов, питающихся по кабелю в нормальном режиме.
Необходимо, чтобы длительный допустимый ток кабеля с учетом конкретных
условий прокладки был не менее расчетного максимального тока, то есть:
(5.11)
где - коэффициент, учитывающий условия прокладки, при нормальных
условиях прокладки он равен 1.
Сечения жил кабелей, которые в послеаварийных или ремонтных режимах могут
работать с перегрузкой (например, двойные сквозные магистрали), выбираются по
условию:
(5.12)
где - кратность перегрузки, принимается равной =1,23 - для кабелей с изоляцией из
сшитого полиэтилена и =1,25 - для кабелей с бумажной изоляцией;
- расчетный ток линии в послеаварийном или ремонтном режиме,
= 2∙.
Затем сечение жил кабелей проверяется на термическую стойкость. В
инженерных расчетах минимально допустимое сечение проводника по данному условию
определяется по выражению
, (5.13)
где - тепловой импульс от тока КЗ, А2∙с;
с- расчетный коэффициент, значение которого принимаются в зависимости от
допустимой температуры нагрева при КЗ, материала проводника и его изоляции.
Результирующий тепловой импульс тока КЗ
(5.14)
где Iп - действующее значение периодической
составляющей тока КЗ, Iп= Iк;
- время отключения тока КЗ, принимается по таблице П26, [1];
- постоянная времени затухания апериодической составляющей
тока КЗ, при отсутствии конкретных данных в распределительных сетях 6-10 кВ
можно принимать с.
Рассчитаем короткое замыкание в точке К1. Для этого зададимся базисными
условиями: базисное напряжение Uб=10,5 кВ, базисная мощность Sб=1000
МВА. По формуле (5.1) найдем сопротивление системы
о.е.
По формуле (5.2) сопротивление трансформатора равно
о.е.
Базисный ток по формуле (5.7)
А.
Ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая составляющая) равен:
кА,
тогда ударный ток кА.
Для определения сечения по экономической плотности тока необходимо
определить расчетный ток в линиях:
(5.15)
где - расчетная мощность линии.
Таблица 5.1 Расчетные токи линий
Номер линии
|
Начало линии
|
Конец линии
|
Длина линии, м
|
, кВА
|
, А
|
Л1
|
п/cт
|
РП 1с
|
940
|
4346,7
|
250,96
|
Л2
|
п/cт
|
РП 2с
|
940
|
4346,7
|
250,96
|
Л3
|
РП 2с
|
ТП9
|
153
|
961,8
|
55,5
|
Л4
|
РП 1с,
РП 2с
|
ТП8
|
100
|
1828,494
|
105,6
|
Л5
|
ТП8
|
ТП10
|
97
|
653,4743
|
37,7
|
Л6
|
РП 2с
|
ТП2
|
136
|
678,6617
|
39,2
|
Л7
|
РП 1с
|
ТП7
|
130
|
1003,288
|
57,9
|
Л8
|
ТП7
|
ТП1
|
280
|
384,9434
|
22,2
|
Л9
|
РП 2с
|
ТП4
|
453
|
1408,712
|
81,3
|
Л10
|
ТП4
|
ТП3
|
108
|
406,0517
|
23,4
|
Л11
|
РП 1с
|
ТП5
|
358
|
1459,37
|
84,3
|
Л12
|
ТП5
|
ТП6
|
108
|
377,4
|
21,8
|
Л13
|
РП 2с
|
ТП11
|
507
|
1374,033
|
79,3
|
Л14
|
ТП11
|
ТП12
|
94
|
578,0913
|
33,4
;
Определяем полную мощность на РП и ток линии в нормальном режиме:
Было принято, что Л2 (от п/cт до
2-ой секции шин РП) выполнена тремя одножильными кабелями марки АПвП(с
алюминиевой жилой в оболочке из вулканизированного полиэтилена с изоляцией из
сшитого полиэтилена), проложенными в воздухе, тогда jэ принимаем по
таблице 3.1, [1] при Тmax=4300 ч,
А/мм2, тогда
мм2.
По [1] выбираем кабель типа АПвВ - 3(1х150/25-10), с Iдоп=330
А, x0=0,106 Ом/км.
Проверим кабель по перегрузочной способности. Найдем ток аварийного
режима по формуле
= 2∙= 2∙ 250,96 = 501,92 А.
Условие (5.11) примет вид:
Как видим, условие не выполняется ( А), значит необходимо увеличить
сечение. Примем кабель типа АПвВ - 3(1х240/25-10), с Iдоп=440 А, x0=0,099 Ом/км; r0=0,125 Ом/км ; I1c=22,7 кА; I1c э=5,1 кА.
Условие (5.11) выполняется.
Проверка на термическую стойкость кабелей из сшитого полиэтилена
осуществляется по односекундному току короткого замыкания:
(5.16)
где I1c- значение односекундного тока для кабеля данного
сечения, кА;
k - поправочный коэффициент для продолжительности короткого замыкания,
отличающегося от 1 с:
, (5.17)
где - время отключения тока КЗ, принимается по таблице П26, [1] с ( ГПП-РП ).
Отсюда , кА для выбранного сечения (240 мм2) тогда условие
(5.13) имеет вид:
Как видим условие выполняется. Окончательно принимаем для линии Л1 три
одножильных кабеля, проложенных в воздухе марки АПвВ - 3(1х240), с Iдоп=440
А, x0=0,099 Ом/км; r0=0,125 Ом/км ; I1c=22,7 кА; I1c э=5,1 кА.
Для кабелей марки АПвВ необходимо рассчитать сечение экрана по формуле:
; (5.18)
мм2,
принимаем стандартное сечение экрана мм2.
Определим сопротивление линии Л1 по формулам (5.3) и (5.4):
о.е.;
о.е..
Определим значение тока КЗ для точки К2. Для этого найдем суммарное
сопротивление элементов до точки КЗ:
; (5.19)
о.е.
По формуле (5.8) ток КЗ в точке К2 равен
кА;
Ударный ток по формуле (5.9)
кА.
Выбор кабеля на участке РП-ТП8:
Рассчитаем сечение кабеля для линии Л4 (от 1 секции шин РП до ТП8 цеха
№9). Определим полную мощность которую должен пропустить кабель. Она
складывается из полной мощности цеха №9 и №12 по формуле:
МВА.
Расчётный ток линии:
Экономическую площадь сечения жил кабеля определяем по выражению (5.4):
Способ прокладки кабеля - в воздухе по эстакадам. Поправочный
коэффициент, учитывающий такой способ прокладки: Кп =0,9 ([1] ст. 401).
По [1] выбираем кабель типа АПвВ - 3(1х70/16-10), с Iдоп=235
А, x0=0,119 Ом/км; r0=0,443 Ом/км ; I1c=6,6 кА; I1c э=3,3 кА.
Проверяем выбранное сечение жил кабеля на нагрев в послеаварийном режиме
в этом случае по кабелю проходит ток:
Приняв коэффициент допустимой перегрузки кабелей в послеаварийном режиме
равным 1.23, выбираем сечение по условию (6.11):
Так как 235А> 95,38, то выбранный кабель по условию нагрева проходит.
Максимальный расчётный ток линии по формуле (5.10):
Так как 235А>173,2 , то принятый кабель по условию нагрева
допускается.
Произведем проверку кабеля по термической стойкости:
По формуле (5.16) проверяем кабель:
; .
Кабель не проходит по условиям термической стойкости. Выбираем кабель
типа АПвВ - 3(1х150/25-10), с Iдоп=370 А, x0=0,106 Ом/км; r0=0,206 Ом/км ; I1c=14,2 кА; I1c э=5,1 кА.
; .
Таким образом, кабель по термической стойкости проходит.
Для кабелей марки АПвВ необходимо рассчитать сечение экрана по формуле:
; (5.18)
мм2,
принимаем стандартное сечение экрана мм2.
Экран кабеля по термической стойкости проходит.
Таким образом, кабель АПвВ -3(1х150/50-10) соответствует условиям
термической стойкости.
Расчет токов КЗ и выбор кабелей для остальных линий производим
аналогично, данные сводим в таблицы 5.2, 5.3.
Таблица 5.2 Результаты расчета токов КЗ
Точка КЗ
|
Место КЗ
|
Длина кабеля перед точкой
КЗ,м
|
X0 кабеля
перед точкой КЗ, Ом/км
|
R0 кабеля
перед точкой КЗ, Ом/км
|
до точки КЗ, о.е.
|
, кА
|
, кА
|
К1
|
Шины п/cт
|
-
|
-
|
-
|
4,631
|
11,873
|
30,22
|
К2
|
Шины РП
|
940
|
0,099
|
0,125
|
5,578
|
9,858
|
19,09
|
К3
|
В начале Л13
|
507
|
0,106
|
0,206
|
6,293
|
8,738
|
16,9
|
К4
|
В начале Л4
|
100
|
0,106
|
0,206
|
5,71
|
9,629
|
18,64
|
Таблица 5.3 Выбор кабелей
Линия
|
L,м
|
Iрл,А
|
Iра (Iрmax ), А
|
Сечение кабеля ,мм2
|
Марка и сечение принятого
кабеля
|
Iдоп, А
|
|
|
|
|
По экономической плотности
тока
|
По максимальному расчетному
току
|
По термической стойкости
|
|
|
Л1, Л2
|
940
|
250,96
|
501,92
|
150
|
240
|
240
|
АПвВ-3(1х240/50-10)
|
425
|
Л3
|
153
|
133,4
|
266,8
|
50
|
50
|
150
|
АПвВ-3(1х150/50-10)
|
370
|
Л4
|
100
|
63,1
|
126,2
|
70
|
50
|
150
|
АПвВ-3(1х150/50-10)
|
370
|
Л5
|
97
|
63,1
|
126,2
|
50
|
50
|
150
|
АПвВ-3(1х150/50-10)
|
370
|
Л6
|
136
|
135,6
|
184,8
|
50
|
50
|
150
|
АПвВ-3(1х150/50-10)
|
370
|
Л7
|
130
|
62,2
|
92,4
|
50
|
50
|
150
|
АПвВ-3(1х150/50-10)
|
370
|
Л8
|
280
|
48,1
|
57,7
|
50
|
50
|
150
|
АПвВ-3(1х150/50-10)
|
370
|
Л9
|
453
|
143,7
|
184,8
|
50
|
50
|
150
|
АПвВ-3(1х150/50-10)
|
370
|
Л10
|
108
|
71,8
|
92,4
|
50
|
50
|
120
|
АПвВ-3(1х120/50-10)
|
330
|
Л11
|
358
|
145,3
|
184,8
|
50
|
50
|
150
|
АПвВ-3(1х150/50-10)
|
370
|
Л12
|
108
|
75,3
|
92,3
|
50
|
50
|
150
|
АПвВ-3(1х150/50-10)
|
370
|
Л13
|
507
|
96,5
|
115,5
|
50
|
50
|
150
|
АПвВ-3(1х150/50-10)
|
370
|
Л14
|
94
|
48,3
|
57,7
|
50
|
50
|
120
|
АПвВ-3(1х120/50-10)
|
330
|
Из таблицы 5.3 видно, что основным параметром, определяющим принимаемое
сечение кабеля и его экрана, является ток К.З.
6. Выбор шин
заводского РП и электрических аппаратов напряжением выше 1кВ
электрический трансформатор мощность замыкание
6.1 Выбор шин
Выбор сечения шин на заводском РП 10 кВ производится по нагреву (по
допустимому току). При этом учитываются не только нормальные, но и
послеаварийные режимы.
Условие выбора
Iдоп³Imax(6.1)
Расчетный длительный ток, протекающий по шинам в нормальном режиме из
таблицы 5.1, равен:
А,
а в аварийном режиме ток будет в 2 раза больше, т.е. А. Согласно условию (6.1) необходимо
выбрать такое сечение шин, чтобы Iдоп³501,92 А. Принимаем шины
прямоугольного сечения однополосные марки АДО-40х5, сечение одной полосы 199 мм2,
Iдоп=540 А, таблица П3.4, [8].Но так, как миннимальное допустимое
сечение по механической прочности равняется 50х6, поэтому принимаем шины с
таким сечением.
Проверка шин на термическую стойкость сводится к определению минимально
допустимого сечения по формуле:
, (6.2)
где - коэффициент, принимаемый для алюминиевых шин равным , таблица 3.14, [8].
Bк -
тепловой импульс от тока КЗ, А2×с, определяемый по формуле
, (6.3)
где tотк - время отключения КЗ, принимаемое
по таблице П26, [1] равное tотк = 0,6 с;
Tа=0,01 с - постоянная времени
затухания апериодической составляющей тока КЗ;
IК - ток КЗ на шинах РП, таблица 5.2.
Используя формулы (6.2) и (6.3) определим минимально допустимое сечение:
А2×с;
.
Так как (84,61199), то можем сделать вывод, что выбранные шины термически
стойкие.
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется сравнением
механического напряжения в материале шины с допустимыми значениями :
. (6.4)
Механическое напряжение в материале шины, возникающее под действием
изгибающего момента определяется по формуле:
, (6.5)
где - ударный ток КЗ на шинах РП, таблица 5.3;
- расстояние между опорными изоляторами;
- расстояние между осями шин смежных фаз;
- момент сопротивления шины относительно оси,
перпендикулярной действию усилия, , вычисляем по формуле:
, (6.6)
где и соответственно больший и меньший размеры сторон поперечного
сечения шины, то есть см, а см.
.
Механическое напряжение в материале шины по формуле (6.5):
.
Допустимое значение механического напряжения , а наибольшее допустимое при изгибе
напряжение для алюминиевых шин равно , [5], стр.87. Отсюда . Проверим условие (6.4):
,
значит шины механически прочны.
6.2 Выбор электрических аппаратов напряжением выше 10 кВ
Выбор панелей КСО на РП 10 кВ.
Выбор электрических аппаратов основывается на условиях:
Uном³Uраб; (6.7)ном³Iраб; (6.8)
Iдин³Iуд; (6.9)
Iоткл³Iк; (6.10)
Вт³Вк; (6.11)
Sотк³Sк; (6.12)
где Uном, Iном - соответственно, номинальные
напряжение и ток аппарата;раб, Iраб - напряжение и ток
сети, в которой установлен аппарат;
Iдин, Iуд - ток электродинамической стойкости аппарата и ударный ток
короткого замыкания;
Iоткл, Iк - номинальный ток отключения и ток короткого замыкания;
Вт=I2t∙t - тепловой импульс
аппарата, нормированный заводом изготовителем, А2 ∙с, где It
и t - ток термической стойкости и допустимое время его действия;
Вк=I2к∙tк - тепловой
импульс расчётный, А2 ∙с, Iк и tк -
установившийся ток КЗ и время его действия;
Sотк, Sк - номинальная мощность отключения и расчетная; Sотк=, Sк=.
Необходимые для выбора аппаратов данные возьмем из предыдущих расчетов,
пункт 5.
Выбираем панели типа КСО-292.
Вводную панель выбираем по расчётному току линии Л1 (или Л2), линейную - по
наибольшему току присоединения к шинам РП.
Выбираем панели типа КСО-292 вводную по расчётному току завода, линейную
- по наибольшему току присоединения.
Таблица 6.1 Выбор вводной панели КСО-292
Условие выбора
|
Расчётные данные
|
Каталожные данные
|
|
|
ВВ/TEL-10-12,5/630
У2
|
РВЗ-10/630 УХЛ2
|
РВЗ-10/630 УХЛ2
|
Uном³Uраб
|
Uраб=10 кВ
|
Uном=10 кВ
|
Uном=10 кВ
|
Uном=10 кВ
|
Iном³Iраб
|
Iраб=501,92
А
|
Iном=630 А
|
Iном=630 А
|
Iном=630 А
|
Iдн³Iуд
|
Iуд=19,09
кА
|
Iдн=32 кА
|
Iдн=50 кА
|
Iдн=50 кА
|
Iоткл³I"
|
I"=9,858 кА
|
Iоткл=12,5 кА
|
-
|
-
|
Bт³Bk
|
Bk=9,862×(1.6+0.01)=156,2кА2×с
|
Bт=12,52×3=468,75 кА2×с
|
Bт=12,52×1=156,25 кА2×с
|
Bт=12,52×1=156,25 кА2×с
|
Таблица 6.2 Выбираем линейную панель КСО-292.
Условие выбора
|
Расчётные данные
|
Каталожные данные
|
|
|
ВВ/TEL-10-12,5/630
У2
|
РВЗ-10/630 УХЛ2
|
3Р-10У3
|
Uном³Uраб
|
Uраб=10 кВ
|
Uном=10 кВ
|
Uном=10 кВ
|
Uном=10 кВ
|
Iном³Iраб
|
Iраб=501,92
А
|
Iном=630 А
|
Iном=630 А
|
-
|
Iдн³Iуд
|
Iуд=19,09
кА
|
Iдн=32 кА
|
Iдн=50 кА
|
Iдн=235 кА
|
Iоткл³I"
|
I"=9,858 кА
|
Iоткл=12,5 кА
|
-
|
-
|
Bk=9,862×(1.6+0.01)=156,2кА2×с
|
Bт=12,52×3=468,75 кА2×с
|
Bт=12,52×1=156,25 кА2×с
|
Bт=902×1=8100 кА2×с
|
Для заземления шин и выключателей используются заземляющие ножи ЗР-10У3. Для одиночных магистралей трансформаторы подключаем через
выключатели нагрузки ВНР-10/400-10зУ3 с Iном= 400 А (таблица 5.3,
[7]).
Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов тока производится:
1. По номинальному напряжению:
, (6.13)
где- номинальное напряжение первичной
обмотки трансформатора тока;
-номинальное напряжение силовой сети.
. По току нормального режима
, (6.14)
где - номинальный ток первичной обмотки
трансформатора тока.
. По току послеаварийного режима или максимальному расчетному току:
или , (6.15)
где - коэффициент перегрузки, принимаем для трансформаторов тока
.
. По мощности нагрузки трансформатора:
, (6.16)
где - номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока;
- расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в
нормальном режиме.
Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока находится по
формуле:
, (6.17)
где - полное допустимое сопротивление внешней цепи, подключаемой
ко вторичной обмотке трансформатора тока (сумма сопротивлений последовательно
включенных обмоток приборов, реле, проводов, контактов), Ом;
- номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, А.
Расчетная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном
режиме находится как:
, (6.18)
где - полная мощность потребляемая приборами, ВА.
Принимаем, что счетчик трехфазный типа EMS-112 40.3(А+,R+R-) имеет потребляемую мощность каждой
цепью тока не более 2,5 ВА; амперметр типа Э377 - не более 0,1 ВА;
- сопротивление контактов; принимаем ;
- сопротивление проводников цепи измерения.
Зная , , и можно рассчитать сопротивление проводников между
трансформаторами тока и приборами:
. (6.19)
При использовании двух трансформаторов тока (на отходящих линиях и между
секциями РП) они соединяются по схеме неполной звезды, а при использовании трех
трансформаторов тока (на вводе и на низшей стороне ТП) они соединяются по схеме
полной звезды. Сечение жил соединительных проводников при схеме неполной
звезды:
; (6.20)
при схеме полной звезды:
, (6.21)
где - длина проводника. Принимаем ;
- удельная проводимость материала соединительных
проводников.
Для меди . Минимальное сечение соединительных проводников .
Принимается ближайшее большее стандартное сечение, выбирается контрольный
кабель.
. По термической стойкости:
или , (6.22) где - кратность тока термической стойкости;
- длительность протекания тока КЗ.
. По электродинамической стойкости:
или , (6.23) где - кратность тока динамической стойкости;
- ударный ток КЗ.
Класс точности всех трансформаторов тока принимаем 0,5.
Нагрузку трансформаторов тока на РП и на стороне 0,4 кВ трансформаторных
подстанций сведем в таблицы 6.3 и 6.4.
Таблица 6.3. Вторичная нагрузка трансформатора тока на РП
Прибор
|
Тип прибора
|
Нагрузка фаз, ВА
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр
|
Э-377
|
¾
|
0,1
|
¾
|
Счётчик акт. энергии
Счётчик реакт. энергии
|
EMS-112 40.3(А+,R+R-)
|
2.5 2.5
|
|
2.5 2.5
|
Итого:
|
|
5
|
0,1
|
5
|
Таблица 6.4 Вторичная нагрузка трансформатора тока на ТП-0,4 кВ
Прибор
|
Тип прибора
|
Нагрузка фаз, ВА
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр
|
Э-335
|
0,1
|
0,1
|
0,1
|
Счётчик акт. Энергии
|
EMS-112 40.3(А+,R+R-)
|
2.5
|
¾
|
2.5
|
Итого:
|
|
2.6
|
0,1
|
2.6
|
Произведем выбор трансформаторов тока и выбор контрольных кабелей для РП
и для стороны низшего напряжения ТП; результаты сведем в таблицы 6.5, 6.6, 6.7
и 6.8.
Таблица 6.5 Вторичная нагрузка межсекционного трансформатора тока и
трансформаторов тока на отходящих линиях
Прибор
|
Тип прибора
|
Нагрузка фаз, ВА
|
|
|
А
|
В
|
С
|
Амперметр
|
Э-377
|
¾
|
0,1
|
¾
|
Итого:
|
|
¾
|
0,1
|
¾
|
Произведем выбор трансформаторов тока и выбор контрольных кабелей для РП
и для стороны низшего напряжения ТП, результаты сведем в таблицы 6.6, 6.7, 6.8.
Выбор трансформаторов тока на отходящих линиях.
Наиболее нагруженными являются трансформаторы тока фазы В.
Выбираем трансформаторы тока для ТП2(цех№3) типа ТОЛ-10УТ2 Sн=10
ВА.
Тогда по формуле (6.19):
.
Параметры трансформатора: Iн1=50 А, Iн2=5 А,
Кд=102,Кт=40.
По условиям электродинамической и термической стойкости:
Как видно из неравенства выбраный трансформатор не проходит по
электродинамической стойкости.
Берем трансформатор ТОЛ-10УТ2 с параметрами трансформатора:
Iн1=150 А, Iн2=5 А, Кд=114,Кт=45.
Выбранный трансформатор тока проходит по условиям электродинамической и
термической стойкости.
Определим сечение проводов при схеме неполной звезды:
.
Таблица 6.8 Выбор трансформаторов тока для ТП (0,4 кВ)
№ ТП
|
Sт, кВА
|
Iтп , А
|
Тип трансформатора
|
Iнтт, А
|
ТП2, ТП4, ТП5, ТП6, ТП7,
ТП9, ТП10, ТП11, ТП12
|
1х1000
|
1443
|
ТНШЛ-1500/5
|
1500
|
ТП8
|
2х1000
|
2020,72
|
ТНШЛ-2500/5
|
2500
|
ТП1 , ТП3
|
1х630
|
909,3
|
ТНШЛ-1000/5
|
1000
|
В качестве трансформатора тока земляной защиты на кабелях 10 кВ принят
трансформатор тока ТЗЛМ-У3.
Выбор трансформаторов напряжения
Выбор трансформаторов напряжения производится:
. По номинальному напряжению:
. (6.24)
2. По мощности нагрузки вторичной обмотки
, (6.25)
где - активная и реактивная мощности подключенных к
трансформатору напряжения приборов. Они находятся как:
; (6.26)
. (6.27)
Выбор трансформаторов напряжения сведем в таблицу 6.10.
Класс точности всех трансформаторов напряжения принимаем 0,5S.
При выборе трансформаторов напряжения будем руководствоваться следующими
соображениями: измерительные приборы вводов КСО питаются от общей шины
напряжения 0,4 кВ как в аварийном, так и в рабочем режиме (т.е. каждый
трансформатор напряжения должен обеспечивать нормальную работу всех
измерительных приборов КСО).
Счетчик EMS-112 40.3(А+,R+R-) имеет нагрузку
каждой цепи напряжения S=12
ВА и .
Вольтметр Э377 имеет нагрузку каждой цепи напряжения S=2 ВА и .
Таблица 6.10 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на шинах
Прибор
|
Тип прибора
|
Sобм, ВА
|
Число обмоток
|
cosj
|
Sinj
|
Число приборов
|
Pпрб, Вт
|
Qпрб, вар
|
Вольтметр
|
Э-335
|
1,5
|
1
|
1
|
0
|
1
|
1,5
|
0
|
Счётчик активной энергии
|
EMS-112 40.3(А+,R+R-)
|
8
|
2
|
0.38
|
0.925
|
1
|
6.08
|
14.8
|
Счётчик реактивной энергии
|
|
12
|
2
|
0.38
|
0.925
|
1
|
9,12
|
22,2
|
Итого:
|
|
16,7
|
37
|
Тогда мощность нагрузки вторичной обмотки:
.
Устанавливаем на каждой секции РП трансформаторы напряжения 3НОЛ-10 с
классом точности 0,5 с Sном=75 ВА, через предохранители ПКН-10.
Класс точности всех ТН принимаем 0,5S.
Таблица 6.11 Выбор трансформаторов напряжения для РП (КСО)
Условие выбора
|
ЗНОЛ-10УЗ
|
,кВ
|
10=10
|
|
75>40,59
|
Выбор автоматических выключателей
Выберем автоматические выключатели, установленные за трансформаторами
цеховых ТП. Выбор для однотрансформаторных ТП производим по условию:
, (6.28)
где -
номинальный ток теплового расцепителя выключателя, А.
Выбор для двухтрансформаторных ТП производим по условию:
. (6.29)
При выборе данных выключателей следует отдавать предпочтение выключателям
серии ВА 55 и ВА 75, так как они являются селективными с выдержкой времени при
достижении тока срабатывания.
Таблица 6.12 Выбор автоматических выключателей на 0,4 кВ
№ ТП
|
Sт, кВА
|
Iрmax , А
|
Тип выключателя
|
Iном, А
|
Iнр, А
|
ТП1, ТП3
|
1х 630
|
909,33
|
ВА53-41
|
1000
|
1000
|
ТП8
|
2х1000
|
2020,73
|
ВА53-43
|
2500
|
2500
|
ТП2, ТП4, ТП5, ТП6, ТП7,
ТП9, ТП10, ТП11, ТП12
|
1х1000
|
1443,38
|
ВА55-41
|
1600
|
1600
|
Номинальные токи секционных выключателей выбираются на ступень ниже
номинальных токов вводных автоматов (таблица 6.13).
Таблица 6.13 Выбор межсекционного автоматического выключателя на 0,4 кВ
№ ТП
|
Тип выключателя
|
Iном, А
|
Iнр, А
|
ТП8
|
ВА55-41
|
1600
|
1600
|
Выберем автоматические выключатели для защиты конденсаторных установок.
Выберем автоматические выключатели для защиты БНК (БНК должны иметь
защиту от токов КЗ, действующую на отключение без выдержки времени) по условию:
Iнр ≥ IБНК , (6.30)
где Iнр - номинальный ток расцепителя.
Номинальный ток БНК:
. (6.31)
Для БНК, установленных на ТП 9 типа УКМ58-0,4-536-67У3 получаем:
.
Выбираем автомат ВА51-41 с Iном=1000А ,Iнр=1000·0,8=800
А.
Аналогично производим выбор автоматов для остальных БНК. В случае
установки на один трансформатор нескольких БНК, считается их общая мощность и
они подключаются через один автоматический выключатель. Результаты расчета
сводим в таблицу 6.14.
Таблица 6.14 Автоматические выключатели для БНК
№ ТП
|
QБНК, квар
|
IНК, А
|
1,25*Iнк
|
Тип выключателя
|
Iном, А
|
Iнр, А
|
ТП1
|
150
|
216,76
|
270,95
|
ВА53-39
|
400
|
320
|
ТП2
|
375
|
541,91
|
677,38
|
ВА53-41
|
1000
|
800
|
ТП3
|
175
|
252,89
|
316,11
|
ВА53-39
|
400
|
320
|
ТП4
|
350
|
505,78
|
632,23
|
ВА53-39
|
630
|
504
|
ТП5
|
350
|
505,78
|
632,23
|
ВА53-39
|
630
|
504
|
ТП6
|
350
|
505,78
|
632,23
|
ВА53-39
|
630
|
504
|
ТП7
|
200
|
289,02
|
361,27
|
ВА53-39
|
400
|
320
|
ТП8
|
536
|
774,57
|
968,21
|
ВА53-41
|
1000
|
800
|
ТП9
|
536
|
774,57
|
968,21
|
ВА53-41
|
1000
|
800
|
ТП10
|
240
|
346,82
|
433,53
|
ВА53-39
|
630
|
504
|
ТП11
|
330
|
476,88
|
596,10
|
ВА53-39
|
630
|
504
|
ТП12
|
289,02
|
361,27
|
ВА53-39
|
400
|
320
|
7.
Электрические измерения и учет электроэнергии
Электрические измерения в сети электроснабжения предприятия необходимы
для учета потребляемой электроэнергии, определение величин характеризующих
режимы работы оборудования.
Установка амперметра производится в цепях, в которых необходим контроль
тока (ввод РП, трансформаторы, отходящие линии, перемычки между секциями
сборных шин, конденсаторные установки, некоторые электроприемники). При
равномерной нагрузке обычно ток измеряется только в одной фазе. При
неравномерной измерения производятся в каждой фазе раздельно.
Измерение напряжения производится на каждой секции сборных шин РП и ТП. В
трехфазных электроустановках обычно производится измерение одного междуфазного
напряжения. В сетях с изолированной нейтралью вольтметры используются также для
контроля изоляции. Для этой цели могут применяться три вольтметра, включаемые
на фазные напряжения через измерительный трансформатор типа НОЛ, присоединенный
к секции РП.
Измерение мощности выполняется в цепях понижающих трансформаторов ГПП.
При напряжении первичной стороны 220 кВ и выше измеряется активная и реактивная
мощность, при 110 кВ - только активная. В цепях двухобмоточных трансформаторов
измерение производиться со стороны низшего напряжения.
На предприятии различают расчетный (коммерческий) и технический
(контрольный) учет электроэнергии.
Таблица 7.1 Контрольно-измерительные приборы и места их установки
Цепь
|
Перечень приборов
|
Кабельная линия 10 кВ,
питающая РП завода
|
Амперметр, расчетные
счетчики активной и реактивной энергии
|
Кабельная линия 10 кВ,
питающая ТП цеха
|
Амперметр
|
Сборные шины 10 кВ
|
Вольтметр для измерения
междуфазного напряжения, три вольтметра для измерения фазного напряжения
|
Трансформатор цеховой
подстанции
|
Амперметр в каждой фазе,
счетчик активной и реактивной энергии
|
Сборные шины 0,38/0,22 кВ
|
Вольтметр для измерения
междуфазного напряжения
|
Секционный выключатель
|
Амперметр
|
Расчетный учет электроэнергии предназначен для осуществления денежных
расчетов за выработанную, а также отпущенную потребителям электроэнергию.
Устанавливаемые для этой электрические счетчики называются расчетными. Основные
положения по организации и осуществлению расчетного учета на предприятиях
заключаются в следующем:
- расчетные счетчики активной и реактивной энергии рекомендуется
устанавливать на границе раздела (по балансовой принадлежности)
электроснабжающей организации и предприятия;
счетчики реактивной энергии устанавливаются на тех же элементах схемы,
что и счетчики активной электроэнергии;
если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача
реактивной мощности в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика
реактивной энергии со стопорами, в других случаях должен устанавливаться один
счетчик реактивной энергии со стопором;
счетчики активной энергии должны иметь класс точности не ниже 2.0; класс
точности счетчика реактивной энергии должен выбираться на одну ступень ниже
класса точности счетчика активной энергии;
для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по
двухставочному, следует предусматривать установку счетчика с указанием
максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при двух и более пунктах -
применение автоматизированных систем учета электроэнергии.
Технический учет предназначен для контроля расхода электроэнергии внутри
предприятия. Для предприятия следует предусматривать возможность установки
стационарных или переносных счетчиков с целью контроля за соблюдением лимитов
расхода электроэнергии цехами, линиями и агрегатами, для определения расхода
электроэнергии на единицу выпускаемой продукции. Приборы технического учета
находятся в ведении самих потребителей. Для их установки и снятия разрешения
электроснабжающей организации не требуется.
Правильное построение системы учета и контроля электропотребления
способствует снижению нерационального расхода электроэнергии и облегчает
составление электрических балансов, являющихся основой для анализа состояния
электрического хозяйства и выявления возможных резервов экономии энергоресурсов
на предприятии.
Перечень измерительных приборов и места их установки указаны в таблице
7.1.
Литература
1.
Радкевич В.Н.
Проектирование систем электроснабжения: Учебное пособие - Мн.:НПООО
"ПИОН",2001. - 292с.
2.
Прима В.М.,
Прокопенко Л.В. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебно-метод.
Пособие к практическим занятиям для студ. Спец.1-43 01 03
"Электроснабжение". -Мн.: БНТУ, 2004. -80с.
3.
Козловская В.Б.,
Радкевич В.Н., Сацукевич В.Н. Электрическое освещение: справочник. - Минск:
Техноперспектива, 2007. -255с.+[8] л. цв. ил.
4.
Радкевич В.Н.
Расчет компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных
предприятий: Учебно-метод. Пособие по курсовому и дипломному проектированию. -
Мн.: БНТУ, 2004. - 40 с.
5.
Князевский Б.А.,
Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник. -2-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Высш. школа, 1979. - 431 с., ил.
6.
Липкин Б.Ю.
Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учеб. Для учащихся
электротехн. специальностей средних спец. учебн. заведений. - 4-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 1990. - 366 с., ил.
7.
Неклепаев Б.Н.,
Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. -
4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608
с.: ил.
. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и
подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.:
Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил.
Похожие работы на - Система электроснабжения электромеханического завода
|