Реферат: Проектирование системы электроснабжения завода
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Амурский государственный университет»
(ГОУВПО «АмГУ)
Кафедра энергетики
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему: Проектирование системы электроснабжения завода
по дисциплине: Электроснабжение промышленных предприятий
Исполнитель
Студент группы 404 С
О.В. Вержбицкий
Руководитель
Профессор Н.В. Савина
Нормоконтроль Т.Ю. Ильченко
Благовещенск 2007
Реферат
Работа 65 с, 7 рисунков, 26 таблиц.
Внутреннее электроснабжение, низковольтное электроснабжение, магистральный шинопровод, распределительный шинопровод, силовой пункт, трансформаторная подстанция, предохранитель, автоматический выключатель.
В ходе курсового проектирования спроектировано внутреннее электроснабжение завода и низковольтное электроснабжение цеха. Для этого определенны электрические нагрузки, выбрано число и мощность трансформаторов КТП. Осуществлен выбор номинального напряжения, выбраны сечения линий. Для механического цеха выбрана и проверена коммутационно-защитная аппаратура.
Содержание
Реферат
Введение
1. Проектирование внутреннего электроснабжения завода
1.1 Классификация и общие характеристики потребителей электроэнергии
1.2 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу
1.3 Выбор однолинейной схемы пункта приема электроэнергии и места его расположения
1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП
1.5 Выбор двух вариантов схемы внутреннего электроснабжения
1.6 Выбор номинального напряжения
1.7 Выбор сечений линий 10 кВ
1.8 Выбор оптимального варианта схемы внутреннего электроснабжения
1.9 Проверка сечений линий
1.10 Измерение и учет электроэнергии
2. Проектирование низковольтного электроснабжения цеха
2.1 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу
2.2 Расчет центра электрических нагрузок
2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП с учетом компенсации реактивной мощности
2.4 Расчет электрических нагрузок для выбора распределительной сети (II этап)
2.5 Выбор сечений проводников
2.6 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры
2.7 Проверка сечений проводников и коммутационно — защитной аппаратуры
2.7.1 Расчет токов короткого замыкания
2.7.2 Проверка выбранных сечений проводников по потери напряжения
2.7.3 Проверка шинопроводов на электродинамическую стойкость
2.7.4 Проверка выбранных автоматических выключателей
2.7.5 Проверка выбранных предохранителей
2.8 Построение карты селективности
2.9 Конструктивное исполнение низковольтной сети
Заключение
Библиографический список
Введение
В ходе проектирования распределительных сетей промышленного предприятия необходимо учесть применение методов компенсации реактивной мощности и обеспечение надежного электроснабжения потребителей промышленного предприятия.
Под системой электроснабжения промышленного предприятия понимается совокупность электрических сетей всех напряжений, расположенных на территории предприятия и предназначенных для электроснабжения его потребителей.
Проектирование системы внутреннего электроснабжения основывается на общих принципах построения схем внутризаводского распределения электроэнергии. Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения.
1. Проектирование внутреннего электроснабжения завода
1.1 Классификация и общие характеристики потребителей электроэнергии
Потребитель электрической энергии — электроприемники (ЭП) или группы ЭП объединенные единым технологическим процессом и размещенные на определенной территории.
Классификация электроприемников:
1 ЭП трехфазного тока напряжение до 1 кВ с частотой 50 Гц;
2 ЭП трехфазного тока напряжением выше 1 кВ с частотой 50 Гц;
3 ЭП трехфазного тока с частотой отличной от промышленной;
4 ЭП однофазного тока напряжением до 1 кВ с частотой 50 Гц;
5 ЭП постоянного тока напряжением до 1 кВ;
6 ЭП постоянного тока напряжением выше 1 кВ.
Систематизация потребителей электроэнергии осуществляется по техническим признакам: производственное назначение, производственные связи, режим работы, мощность, напряжение, род тока, территориальная размещенность, требования к надежности электроснабжения.
По степени надежности потребители электроэнергии разбиваются на три категории:
К первой категории относятся потребители перерыв в электроснабжении, которых, представляет опасность для жизни человека, значительный ущерб народному хозяйству, брак продукции, расстройству сложного технологического процесса, нарушение функций особо важных элементов коммунального хозяйства.
Особая группа выделяется с целью безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения основного дорогостоящего оборудования.
Ко второй категории относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых, предполагает массовый недоотпуск продукции, массовый простой рабочих, механизмов и рабочего транспорта.
К третьей категории относятся все остальные потребители электрической энергии.
По режиму работы ЭП могут быть разделены на группы: по сходству режимов, то есть по сходству графиков электрических нагрузок. Деление потребителей на группы позволяет более точно определять электрическую нагрузку.
Различают три характерные группы ЭП:
1 ЭП в режиме продолжительной, неизменной или меняющейся нагрузки;
В этом режиме ЭП могут работать длительное время без превышения температуры отдельных частей электрической машины выше допустимой.
2 Кратковременная нагрузка — не настолько длительная, чтобы температура отдельных частей машины или аппарата могла достигнуть установившегося значения. А период их остановки таков, что они успевают охладиться до температуры окружающей среды.
3 ЭП работающие в режиме повторно кратковременного включения, в этом случае кратковременная работа машины или аппарата чередуется с кратковременными периодами отключения, при этом нагрев не превосходит допустимого, а охлаждение не достигает температуры окружающей среды.
По условию окружающей среды производственные помещения классифицируются:
1 по температуре воздуха;
1.1 нормальные t<30 0С;
1.2 жаркие, длительно держится температура выше 30 0С;
2 по влажности среды;
2.1 сухие, относительная влажность меньше 60%;
2.2 влажные относительная влажность больше 60%, но меньше 75%;
2.3 сырые, относительная влажность больше 75%, но меньше 100%;
2.4 особо сырые, относительна явлажность равна 100%; ъ
3 по пыли;
3.1 нормальная среда;
3.2 пыльная среда,
4 по врыво и пожароопасности.
4.1 по пожару и взрыву помещения делятся на категории А и Б — врыво и пожароопасные помещения.
1.2 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу
Определение электрических нагрузок в системе электроснабжения (СЭС) промышленного предприятия выполняют для характерных мест присоединения приёмников электроэнергии. При этом отдельно рассматривают сети напряжением до 1 кВ и выше.
Номинальную мощность (активную Pном и реактивную Qном) группы цехов определяют как алгебраическую сумму номинальных мощностей отдельных цехов.
Групповая номинальная (установленная) активная мощность:
/>, (3) гдеn — число цехов.
Групповая номинальная реактивная мощность:
/> (3)
Средние активные и реактивные мощности цехов:
/>,
/> (3)
Суммарные значения средней активной и реактивной мощности цехов:
/>, (4)
/> (5) где m — число цехов.
Определяется расчетная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом коэффициента расчетной нагрузки, для высоковольтной схемы электроснабжения Кр=1.
Расчетные активная и реактивные мощности группы цехов выше 1 кВ:
/>, (6)
/>. (7)
Произведем расчет нагрузки по приведенному выше алгоритму. Исходные данные приведены в таблице1.
Таблица 1 — Исходные данные
Номер на плане
Наименование цехов
Установленная мощность Рном, кВт
Коэффициент использования ки
tgφ
1
2
3
4
5
1
Котельный цех
800
0,6
0,88
2
--PAGE_BREAK--Компрессорная станция (СД≈50% U↑ 1 кВ)
5760
0,7
0,62
3
Главный корпус
4400
0,85
0,33
4
Кузнечно-термический цех
3400
0,75
0,48
5
Литейный цех
6400
0,75
0,48
6
Плавающий док
480
0,45
1,33
7
Сухой док
600
0,45
1,33
8
Электроремонтный цех
800
0,75
0,48
9
Административные и бытовые помещения
100
0,85
0,33
10
Склад
40
0,85
0,33
11
Бытовая нагрузка
7600
0,85
0,33
Продолжение таблицы 1
1
2
3
4
5
12
Осветительная нагрузка
5000
0,85
0,33
Суммарные значения средней активной и реактивной мощности цехов находим по формулам (4) и (5):
/>/>
Суммарные расчетные активная и реактивная мощности цехов равны:
РрΣ=27,52 МВт, QрΣ=12,19 МВ·Ар.
1.3 Выбор однолинейной схемы пункта приема электроэнергии и места его расположения
Схему ГПП выбирают с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности, характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане предприятия, а также производственных, архитектурно-строительных и эксплуатационных требований. В общем случае схема ГПП включает в себя один или несколько понизительных трансформаторов и РУ высшего, среднего и низшего напряжений. Наиболее простыми и экономичными являются схемы подстанций без сборных шин на высшем напряжении. Такие схемы основаны на блочном принципе и рекомендуются к применению на все напряжения. Схемы с одной системой шин на первичном напряжении 110-220 кВ ГПП применяют при невозможности использовать блочные схемы без выключателей и без сборных шин.
Схемы с двумя системами сборных шин на высшем напряжении применяют в редких случаях на очень мощных ответственных подстанциях, имеющих большое число присоединений, включая транзитные линии. Распределительные устройства с двумя системами шин дороги, сложны в эксплуатации и требуют сложных блокировок.
Когда требуется гибкость оперативных переключений, а также частая ревизия выключателей по условиям их работы, применяют схемы с обходной системой шин. Схемы такого типа не являются характерными для промышленных предприятий, и их применяют на крупных узловых подстанциях районного назначения с большим числом присоединений.
Для разработки экономически целесообразной системы электроснабжения необходимо ГПП установить в центре электрической нагрузки.
Таблица 2 — Исходные данные для расчета ЦЭН
Номер на плане
Рр, кВт
Qр, кВ·Ар
Координата х
Координата у
1
480
422
30
13
2
4032
2500
30
14
3
3740
1234
62
52
4
2550
1224
141
12
5
4800
2304
126
53
6
216
287
47
82
7
270
359
47
82
8
600
288
135
85
9
85
28
95
107
10
34
11,22
30
105
Координаты ЦЭН определяются по следующим формулам:
/>, (8)
/>. (9)
продолжение--PAGE_BREAK--
По формулам найдем координаты ЦЭН, ЦЭН изображен на рисунке.
/>
Рисунок 1 — Определение ЦЭН
Электроснабжение завода осуществляется с шин районной подстанции, линия связи ГПП с подстанцией равны десяти км.
1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП
При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно решается вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть 0,4 кВ.
Число трансформаторов на КТП явно меньше или равно трем, следовательно, мощность трансформаторов определяется по формуле:
/> (10)
где Рр — активная расчетная нагрузка, полученная по методу коэффициента расчетной нагрузки (первый этап) МВт;
N — число трансформаторов,
Кз — коэффициент загрузки трансформаторов, 0,75.
Определяется наибольшая реактивная мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:
/>. (11)
Определяется суммарная мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:
/>, (12)
где Qр — реактивная нагрузка полученная по методу коэффициента расчетной нагрузки (первый этап).
Если Qнку1<0, то первому этапу установка компенсирующих устройств не требуется, тогда Qнку1=0.
Выбор суммарной мощности НКУ по второму этапу (т. е по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях)
/>, (13)
где γ — расчетный коэффициент определяется в зависимости от схемы питания КТП и дополнительных показателей К1 и К2. Коэффициент отвечает за оптимальное значение потерь в распределительной сети. К1 — коэффициент зависящий от удельных приведенных затрат на КУ напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ. К2 — коэффициент определенный схемой сети.
Если Qнку1<0, то Qнку1=0.
Определение суммарной мощности НКУ и выбор фактических мощностей компенсирующих устройств.
/>. (14)
Произведем выбор числа и мощности трансформаторов КТП на примере котельного цеха.
/> кВ·А.
Итак, число трансформаторов мощностью 400 кВ·А на КТП равно двум.
Определяем наибольшую реактивную мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:
/> кВ·Ар.
Определяем суммарную мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:
/> кВ·Ар.
Выбираем суммарную мощность НКУ по второму этапу (т. е по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях):
/> кВ·Ар,
Суммарная мощность НКУ равна:
QнкуΣ=62+88=150 кВ·Ар.
Для компенсации реактивной мощности комплектные конденсаторные установки типа УК-0,38-50 У3.
Результаты расчета приведены в таблице.
Таблица 3 — Выбор числа и мощности трансформаторов КТП
Номер на плане
Рр, кВт
Qр, кВ·Ар
Sт, кВ·А
Nт
К2/К1
γ
QнкуΣ, кВ·Ар
Qнкуфакт, кВ·Ар
1
2
3
4
5
6
7
8
9
2
2016
1250
1600
2
10/9
0,28
354
1×324
3
3740
1234
2500
2
16/9
0,23
960
2×450
4
2550
1224
2500
2
16/9
0,23
74
1×75
5
960
460
1000
2
7/9
0,35
6
216
287
250
2
4/9
0,37
102
2×50
7
270
359
250
2
4/9
0,37
244
1×216
8
600
288
630
2
7/9
0,35
9 (9 и 10)
119
39
250
1
4/9
0,37
1.5 Выбор двух вариантов схемы внутреннего электроснабжения
На предприятиях применяются радиальные магистральные и смешанные схемы электроснабжения. Радиальной называется такая схема, в которой к одной линии подключена одна подстанция или один высоковольтный ЭП. Радиальные схемы применяются на предприятиях малой мощности, предприятиях, где нагрузка территориально разбросана и неупорядочена по своему расположению, на предприятиях на которых предъявляются высокие требования к надежности электроснабжения. В радиальных схемах на предприятиях используется глухое присоединение трансформаторов к кабельным линиям. Преимущество радиальных схем — высокая надежность, недостаток — большое количество коммутаций.
продолжение--PAGE_BREAK--
Магистральная схема — когда к одной линии подключено несколько понизительных подстанций. Магистральные схемы применяются в тех случаях, когда радиальные схемы являются не целесообразными или на предприятиях средней и крупной мощностей, или при упорядочном расположении электрических нагрузок.
В нашем случае целесообразно применить смешанную схему электроснабжения. В одну магистраль будем подключать не больше трех подстанций. Мартеновский цех и насосную станцию подключаем радиально. Высоковольтная нагрузка запитывается через распределительный пункт.
Два варианта схемы внутреннего электроснабжения завода представлены на рисунках.
/>
Рисунок 2 — Первый вариант схемы электроснабжения
/>
Рисунок 3 — Второй вариант схемы электроснабжения
1.6 Выбор номинального напряжения
Для выбора рационального напряжения используем метод планирования эксперимента. Факторами, наиболее влияющими на рациональное напряжение, являются следующие: суммарная нагрузка предприятия (SΣ); средняя длина линии распределительной сети (lср); стоимость 1 кВт·года потерь электроэнергии (Δс0); отношение нагрузки потребителей (6 кВ) ко всей нагрузке предприятия (β),%; отношение числа часов работы предприятия в году Тг к числу часов использования максимума нагрузки Тм.
Все влияющие факторы в математических моделях используют в кодированном виде, переход к которому осуществляют по форме:
/>, (15)
где xi — кодированное значение фактора;
Xi — действительное значение фактора;
Xi, б — базовый уровень фактора;
ΔXi — шаг варьирования фактора.
Кроме факторов, указанных выше, на выбор рационального напряжения решающее влияние оказывает схема распределения электроэнергии по территории промышленного объекта.
Для магистральной схемы:
/>(16)
Для определения рационального стандартного напряжения необходимо определить приведенные затраты для ближайшего большего и ближайшего меньшего к расчетному значению нестандартного.
Определение приведенных затрат для стандартных напряжений осуществляется также с помощью математических моделей, полученных с применение теории планирования эксперимента с учетом факторов, перечисленных выше.
Для магистральной схемы:
/>, (17)
/>. (18)
Расчет для первого варианта схемы электроснабжения завода.
Таблица 4 — Исходные данные
Суммарная мощность SΣ, кВ·А
Средняя длина линии lср, м
Тг, ч
Тм, ч
Δс0, руб/ (кВт·год)
18903
0,482
4500
3770
54
Таблица 5 — Расчет факторов
Факторы
Базовый уровень Xi, б
Шаг варьирования ΔXi
x1
x1— SΣ, кВ·А
30000
20000
0,445
x2— lср, км
0,6
,4
-0,295
x3 — γ, руб/ (кВт·год)
70
30
-0,533
x4-β,%
6
4
-1,5
x5-a
1,3
0,1
-1,06
Uрац=10,028 кВ,
ЗΣ6=98,998 тыс. руб/год,
ЗΣ10=98,735 тыс. руб/год.
Рациональным стандартным напряжением для данной системы электроснабжения является напряжение 10 кВ.
Расчет для второго варианта схемы электроснабжения завода.
Таблица 6 — Исходные данные
Суммарная мощность SΣ, кВ·А
Средняя длина линии lср, м
Тг, ч
Тм, ч
Δс0, руб/ (кВт·год)
18903
0,452
4500
3770
54
Таблица 7 — Расчет факторов
Факторы
Базовый уровень Xi, б
Шаг варьирования ΔXi
x1
x1— SΣ, кВ·А
30000
20000
0,445
x2— lср, км
0,6
,4
-0,37
x3 — γ, руб/ (кВт·год)
70
30
-0,533
x4-β,%
6
4
-1,5
x5-a
1,3
0,1
-1,06
Uрац=9,94 кВ,
продолжение--PAGE_BREAK--
ЗΣ6=100,89 тыс. руб/год,
ЗΣ10=100,6 тыс. руб/год.
Рациональным стандартным напряжением для данной системы электроснабжения является напряжение 10 кВ.
1.7 Выбор сечений линий 10 кВ
Для выбора сечений кабелей определяется расчетный ток, по таблице выбирается стандартное сечение, соответствующее ближайшему большему току.
Расчетный ток определяется по формуле:
/>. (19)
Далее определяется длительно допустимый ток для КЛ по выражению:
Iдоп = Iдоп. табл. × К1× К2, (20)
где К1 — коэффициент, учитывающий число работающих кабелей проложенных в земле, К1=0,9;
К2 — коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды и допустимую температуру кабеля, К2=1,11.
Условие допустимости по нагреву для КЛ-10 кВ:
Iдоп/>Iнаиб. (21)
Выбор сечений кабелей
Проведем расчет на примере магистрали ГПП-ТП2-ТП1.
/> кА,
Iдоп=263·0,9·1,11=262,737 А.
Итак, для магистрали ГПП-ТП2-ТП1 выбираем кабель марки АПвП (алюминиевая жила изоляция из сшитого полиэтилена, оболочка из полиэтилена) сечением 95 мм2.
Результаты расчета сведены в таблицу.
Таблица 8 — Результаты расчета
Линия
Рр, МВт
Qр, МВ·Ар
Iр, A
Iдоп, A
Марка и сечение кабеля
Первый вариант схемы
ГПП-ТП1-ТП4
3,03
1,646
199
240
АПвП (3×70)
ГПП-ТП2
4,032
2,5
274
329
АПвП (3×150)
ГПП-ТП3-ТП8
4,34
1,522
266
329
АПвП (3×150)
ГПП-ТП5
4,8
2,3
307
329
АПвП (3×150)
ГПП-ТП6-ТП7-ТП9
0,605
0,685
53
195
АПвП (3×50)
Второй вариант схемы
ГПП-ТП1
0,48
0,422
37
195
АПвП (3×50)
ГПП-ТП2
4,032
2,5
274
329
АПвП (3×150)
ГПП-ТП4
2,55
1,224
163
195
АПвП (3×50)
ГПП-ТП5
4,8
2,3
307
329
АПвП (3×150)
ГПП-ТП8-ТП7
4,61
1,881
287
329
АПвП (3×150)
ГПП-ТП6-ТП9
301
315
25
195
АПвП (3×50)
1.8 Выбор оптимального варианта схемы внутреннего электроснабжения
Для выбора оптимального варианта системы внутреннего электроснабжения сравним капиталовложения на два варианта сети.
К=ΣК0i·li, (22)
где К0i — стоимость кабеля тыс. руб. /км;
li — длина i-ого участка кабеля.
Таблица 9 — Капиталовложения в сеть
Линия
Длина линии, км
Сечение кабеля
Удельная стоимость, тыс. руб/км
Капиталовложения, тыс. руб.
1
2
3
4
5
Первый вариант схемы
ГПП-ТП1-ТП4
0,568
(3×70)
221,65
125,9
ГПП-ТП2
0,231
(3×150)
339,315
78,4
Продолжение таблицы 9
1
2
3
4
5
ГПП-ТП3-ТП8
продолжение--PAGE_BREAK--
0,494
(3×150)
339,315
167,6
ГПП-ТП5
0,284
(3×150)
339,315
96,4
ГПП-ТП6-ТП7-ТП9
0,829
(3×50)
185,56
153,8
ИТОГО
622,13
Второй вариант схемы
ГПП-ТП1
0,263
(3×50)
185,56
48,8
ГПП-ТП2
0,231
(3×150)
339,315
78,4
ГПП-ТП4
0,458
(3×50)
339,315
155,4
ГПП-ТП5
0,284
(3×150)
339,315
96,37
ГПП-ТП3 — ТП8-ТП7
0,736
(3×150)
339,315
249,73
ГПП-ТП6-ТП9
0,736
(3×50)
185,56
136,6
ИТОГО
765,3
По результатам расчета видно, что дешевле первый вариант схемы электроснабжения, его и выбираем для завода.
1.9 Проверка сечений линий
Проверка сечений КЛ 10 кВ на термическую стойкость осуществляется следующим образом.
Определяется термически стойкое к токам КЗ минимально допустимое сечение, мм2:
/>, (23)
где Вкз — тепловой импульс, А2. с;
С — температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, значения которого приведены в табл.3.4 [8] и принимается для алюминиевых жил 95 А∙с1/2/мм2.
Тепловой импульс определяется по формуле:
/>, (24)
где Iк — ток трехфазного короткого замыкания, принимается равным в соответствии с условием 25 кА;
/>- время отключения тока короткого замыкания, 0,06 с;
Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ находится по формуле:
/>, (25)
где /> — суммарные активное и индуктивное сопротивления цепи КЗ, Ом.
Таблица 10 — Проверка сечений кабелей
Линия
Сечение кабеля, мм2
Индуктивное сопротивление хΣ, Ом/км
Активное сопротивление rΣ, Ом/км
Та
Тепловой импульс Вк, А2·с
Минимальное сечение Fmin, мм2
ГПП-ТП1-ТП4
(3×70)
0,177
0,443
0,0013
3,8·107
64,9
ГПП-ТП2
(3×150)
0,164
0, 206
0,0025
3,9·107
65,7
ГПП-ТП3-ТП8
(3×150)
0,164
0, 206
0,0025
3,9·107
65,7
ГПП-ТП5
(3×150)
0,164
0, 206
0,0025
3,9·107
65,7
ГПП-ТП6-ТП7-ТП9
(3×50)
0,184
0,641
0,0009
3,8·107
65,7
Выбранные сечения кабелей на всех участках СЭС 10 кВ, кроме магистрали ГПП-ТП6-ТП7-ТП9 выше минимального сечения по условию термической стойкости к току КЗ на шинах 10 кВ равного 25 кА. На магистрали ГПП-ТП6-ТП7-ТП9 увеличиваем сечение кабеля, принимаем кабель сечением (3×70).
1.10 Измерение и учет электроэнергии
На подстанциях устанавливают измерительные приборы, обеспечивающие учет расхода электроэнергии, активной и реактивной мощности, тока в линиях, напряжения.
Амперметры для измерения электрического тока устанавливают на всех трансформаторах и линиях, питающих приемники электроэнергии или их группы. Амперметры устанавливают в одной фазе. Три амперметра предусматривают только в тех цепях, где возможна несимметрия нагрузки фаз приемников (освещение, сварочные посты, конденсаторные батареи). Амперметры включают непосредственно в сеть или через трансформаторы тока.
Напряжение контролируют на каждой секции сборных шин всех РУ, причем вольтметр включают только на одно линейное напряжение, так как обычно в СЭС междуфазовые напряжения симметричны. Вольтметры подключают непосредственно при напряжении до 1000 В или через трансформаторы напряжения — при напряжении свыше 1000 В.
Для измерения активной и реактивной мощности на ГПП применяют трехфазные ваттметры с переключателем фаз напряжения, чтобы обеспечить измерение Ри Qодним ваттметром. Ваттметры активной и реактивной мощностей устанавливают на подстанциях, где требуется повседневный контроль за перетоком мощности более 4000 кВ·А по отдельным линиям, на синхронных двигателях, если необходим контроль за их работой, на подстанционных трансформаторах напряжением 110 кВ и выше. На трансформаторах напряжением до 35 кВ, мощностью 6300 кВ·А и более устанавливают только активный ваттметр. Подключают ваттметры через трансформаторы тока и напряжения.
Класс точности щитовых измерительных приборов должен быть не ниже 2,5.
Расход электроэнергии измеряется для коммерческого расчета с энергосистемой (расчетный учет) и контрольного расчета внутри предприятия (технический учет).
продолжение--PAGE_BREAK--
Счетчики коммерческого учета устанавливают обычно со стороны высшего напряжения, то есть на вводах от энергосистемы. Рассчитываются за электроэнергию с энергосистемой по одноставочному тарифу (только за потребленную активную энергию по показаниям счетчика) и по двухставочному тарифу (за потребленную активную энергию и за присоединенную мощность или за заявленную нагрузку в часы максимума нагрузки энергосистемы).
Для стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности предусмотрена шкала скидок и надбавок к тарифу в зависимости от оптимальной и фактической реактивной нагрузок предприятия в часы максимальной нагрузки.
В соответствии с действующей тарифной системой требуется еще измерение 30-минутного максимума активной и реактивной нагрузок в часы максимума нагрузки энергосистемы. Для этого применяются специальные счетчики или специальные ваттметры максимальной мощности.
Технический учет организуется внутри предприятия — для контроля за удельными нормами расхода электроэнергии на единицу продукции, учета ее расхода на подсобные нужды, учета реактивной энергии и соблюдения планов электропотребления. При техническом учете применяются прогрессивные удельные нормы расхода электроэнергии и премиальная система поощрения за ее экономию.
2. Проектирование низковольтного электроснабжения цеха
2.1 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу
Определение электрических нагрузок в системе электроснабжения (СЭС) промышленного предприятия выполняют для характерных мест присоединения приёмников электроэнергии. При этом отдельно рассматривают сети напряжением до 1 кВ и выше.
Номинальная (установленная) активная мощность приёмника электроэнергии — это мощность, указанная на заводской табличке или паспорте приёмника электроэнергии, при которой приёмник электроэнергии должен работать.
Для электроприёмников (ЭП) работающих в длительном режиме работы — это паспортная мощность.
Для ЭП в повторно-кратковременном режиме (ПКР) — это мощность, приведённая к номинальной длительной мощности.
Для электродвигателей:
/>, (26)
где ПВ — паспортная продолжительность включения.
Номинальную мощность (активную Pном и реактивную Qном) группы электроприёмников (ЭП) определяют как алгебраическую сумму номинальных мощностей отдельных приёмников, приведённых к продолжительности включения ПВ = 1.
Групповая номинальная (установленная) активная мощность:
/>, (27) гдеn — число электроприёмников.
Групповая номинальная реактивная мощность:
/> (28)
Средние активные и реактивные мощности ЭП:
/>,
/> (29)
Суммарные значения средней активной и реактивной мощности групп ЭП:
/>, (30)
/> (31) где m — число цехов.
Определяется средневзвешенный коэффициент использования группы ЭП:
/>. (32)
Определяется эффективное число ЭП:
/>, (33)
Если окажется, что эффективное число ЭП больше фактического числа ЭП, то принимаем />.
В зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного числа ЭП определяется коэффициент расчетной нагрузки />.
Расчетная активная мощность групп ЭП напряжением до 1 кВ:
/>, (34)
Расчетная реактивная мощность:
При/> и />/>. (35)
При/>< 100 и />/>. (36)
К расчётным силовым нагрузкам Рр. си Qp. cдобавляются осветительные нагрузки Рр. ои Qp. o.
/> (37)
/> (38)
Полная расчётная мощность:
/> (39)
Расчет осветительной нагрузки.
Для расчета освещения применяется метод удельной плотности нагрузок
/>, (40)
где α — удельная плотность нагрузки (24 Вт/м2), F — площадь помещения (в нашем случае площадь цеха равна 2592 м2).
Находим среднюю мощность
/>, (41)
затем реактивную мощность
/>, (42)
где tgφ=0,75.
Полная мощность равна
/>. (43)
Расчетный ток
/>, (44)
где U — напряжение сети, кВ
Разделим все ЭП на характерные группы с одинаковой активной мощностью Рном, коэффициентом использования Ки и tgj. Расчет производим в программе "ZAPUSK", расчеты приведенные в приложении А, результаты сведены в таблицу11.
Таблица 11 — Расчет нагрузок
Исходные данные
Средняя мощность группы
ЭП
Эффек-тивное число ЭП, nэ
Коэффициент расчетной нагрузки, Кр
Расчетная мощность
Расчетный ток Iр, А
по заданию технологов
по справочным данным
Рс, кВт
Qс, кВт
Рр, кВт
Qр, кВт
Sр, кВт
Характерные категории ЭП, подключаемых к узлу питания
Количество ЭП
Номинальная мощность, кВт
Коэффициент использования, Ки
Коэффициент реактивной мощности, cosφ/tgφ
одного ЭП
Рномmin/Рномmax
общая
Станки
27
15/8,5
273,4
,14
,88/0,54
38,3
50,9
36
продолжение--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
80
ПН2 — 100
31…34
фрезерные станки
9,5
17,6
35,2
50
ПН2 — 100
35…37
расточные станки
11,5
21,3
42,6
63
ПН2 — 100
Выбор автоматических выключателей
В соответствии с требованиями автоматические выключатели выбирают по условиям:
Iном. расц > 1,2·Iр (60)
Iср. эл. > (1,25÷1,35) ·Iп, (61)
где Iном. расц — номинальный ток расцепителя, А;
Iр -расчетный ток нагрузки, А;
Iп — пиковый ток, А;
Iср. эл — ток срабатывания электромагнитного расцепителя.
Iп = Iр + (кп-1) · Iном. max (62)
где кп — кратность пуска;
Iном. max — наибольший из токов группы ЭП, А;
Iр — расчетный ток группы ЭП, А.
Таблица 19 — Выбор автоматов для первого варианта схемы электроснабжения
Обозначение на плане
Расчетный ток, А
Пиковый ток (Iп·1,25), А
Ток катушки максимального расцепителя, А
Тип выключателя
ШМА
528,5
900,625
1000
ВА53-41
ШРА1
33,7
117,125
160
ВА53-39
ШРА2
39,3
111,625
160
ВА53-39
ШРА3
25,8
77,25
160
ВА53-39
СП1
184,8
471
500
ВА54-39
СП2
86,7
158,375
160
ВА53-39
СП3
21,7
42,125
160
ВА53-39
СП4
23,2
45
160
ВА53-39
ШОС
42
52,5
160
ВА53-39
ШТМ
32
165
250
ВА54-39
Таблица 20 — Выбор автоматов для второго варианта схемы электроснабжения
Обозначение на плане
Расчетный ток, А
Пиковый ток (Iп·1,25), А
Ток катушки максимального расцепителя, А
Тип выключателя
ШМА
528,5
900,625
1000
ВА53-41
ШРА1
33,7
117,125
160
ВА53-39
ШРА2
54,9
131,25
160
ВА53-39
СП1
184,8
471
500
ВА54-39
СП2
86,7
158,375
160
ВА53-39
СП3
21,7
42,125
160
ВА53-39
СП4
23,2
45
160
ВА53-39
ШОС
42
52,5
160
ВА53-39
ШТМ
32
165
250
ВА54-39
Для выбора одного из вариантов распределительной сети проводим технико-экономическое сравнение вариантов. Расчет проводим в программе "ZAPUSK". Стоимость первого варианта 1152 тыс. рублей, стоимость второго варианта 1199 тыс. рублей. Итак, для дальнейшего расчета выбираем первый вариант схемы электроснабжения цеха.
2.7 Проверка сечений проводников и коммутационно — защитной аппаратуры
2.7.1 Расчет токов короткого замыкания
продолжение--PAGE_BREAK--
При электроснабжении электроустановки от энергосистемы через понижающий трансформатор начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ (IП0) в килоамперах без учета подпитки от электродвигателей следует определять по формуле:
/> (63)
Если электроснабжение электроустановки напряжением до 1кВ осуществляется от энергосистемы через понижающий трансформатор, то начальное значение периодической составляющей тока однофазного КЗ от системы, кА, следует рассчитывать по формуле:
/> (64)
Ударный ток трехфазного КЗ в электроустановках с одним источником энергии рассчитывается по формуле:
/> (65)
Токи КЗ считаем в точках наиболее приближенных и наиболее удаленных от КТП.
Составим схему замещения:
/>
Рисунок 6 — Схема замещения
Сопротивление системы определяется по следующей формуле:
/>, (66)
где /> — напряжение системы, в данном случае равно 10500 В;
/> — напряжение базисной ступени, в данном случае равно 400 В;
/> — трехфазный ток короткого замыкания системы (18 кА).
/> мОм
Для трансформатора ТМ-400/10:
ΔРк=5,5 кВт, Uк=4,5%, Uнн=0,4 кВ.
Полное сопротивление силового трансформатора:
/> (67)
Активное сопротивление силового трансформатора:
/>мОм
Индуктивное сопротивление силового трансформатора
/> мОм (68)
Сопротивления шинопроводов и кабелей определяются по формуле:
/> (69)
где /> и /> — удельные сопротивления шинопровода или кабеля, мОм/м,
/> — длина шинопровода или кабеля, м.
Значения удельных сопротивлений шинопроводов и кабелей: rшма=0,021 мОм/м, хшма=0,021 мОм/м, rшра1,2=0,21 мОм/м, хшра1,2=0,21 мОм/м,; 4 мм2 — r=7,81 мОм/м, х=0,095 мОм/м;
Значения сопротивлений автоматических выключателей берем из таблицы 2,54 /6/, Ха1=0,07 мОм, Ха2=0,1 мОм, Rа1=0,07 мОм, Rа2=0,1 мОм.
По справочным данным определяем суммарные сопротивления переходных контактов на шинах, вводах и выводах аппаратов в месте КЗ, rпер=15 мОм, rпер=20 мОм и rпер=25 мОм.
Сопротивление трансформатора Х1тр=Х2тр=Х0тр. Для автоматических выключателей, сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей также, равны между собой.
Таблица 21 — Токи короткого замыкания
Точка
Трехфазный ток КЗ, кА
Однолфазный ток КЗ, кА
Ударный ток КЗ, кА
К1
15,3
15,2
21,6
К2
11,3
11,2
15,9
К3
3,04
3,04
4,3
К4
11,13
11,13
15,7
К5
2,7
2,7
3,9
К6
10,8
10,8
15,3
К7
5,4
5,4
7,76
К8
10,65
10,65
15
К9
4,7
4,7
6,7
2.7.2 Проверка выбранных сечений проводников по потери напряжения
Для оценки правильности выбора сечений проводников необходимо провести проверку выбранных кабельных линий и шинопроводов.
Выбранные по длительному току и согласованные с током защиты аппаратов сечения внутрицеховых электрических сетей должны быть проверены на потерю напряжения. Нормированных значений для потери напряжения не установлено. Однако, зная напряжение на шинах источника питания и подсчитав потери напряжения в сети, определяют напряжение у потребителя.
Проверка КЛ и шинопроводов осуществляется по потери напряжения:
/>, (70)
где cos(φ) и sin(φ) — принимается средневзвешенное значение коэффициента мощности,
l — длина линии, м;
Ip — расчетный ток в линии, А.
Допустимая потеря напряжения ΔUдоп. = +5%;
Условие проверки на потерю напряжения:
ΔU < ΔUдоп. (71)
Произведем расчет потерь напряжения и сведем в таблицы 22, 23.
Таблица 22 — Проверка кабеля
Номер на плане
Номинальный ток, А
Длина линии, м
Сечение кабеля, мм2
Потеря напряжения,%
1
2
3
4
5
1. .2
100,4
1,6
4×25
0,056
3…5
31,4
3
4×4
0, 194
6…8
31,4
6,8
4×4
0,44
9…11
39,2
1,2
4×6
0,065
продолжение--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
СП2
ВА53-39
10650
160
10650>480
СП3
ВА53-39
10650
160
10650>480
СП4
ВА53-39
10650
160
10650>480
2.7.5 Проверка выбранных предохранителей
Проверка по согласованию выбранной вставки с сечением выбранного кабеля осуществляется по условию:
Iв < 3 · Iдл. доп, (74)
гдеIв — номинальный ток плавкой вставкой, А;
Iдл. доп — длительно допустимый ток, А.
Проверка по согласованию теплового расцепителя с сечением выбранных элементов сети для вариантов представлены в таблице 26.
Таблица 26 — Проверка плавких вставок предохранителей
№ ЭП по списку
Ток номинальный, А
Ток плавкой вставки, А
Марка предохранителя
Длительно допустимый ток, А
Iв <3· Iдл. доп
1. .2
100,4
250
ПН2 — 250
102
250< 306
3…5
31,4
63
ПН2 — 100
31
63<93
6…8
31,4
63
ПН2 — 100
31
63< 93
9…11
39,2
80
ПН2 — 100
40
80<120
12…14
10,5
40
ПН2 — 100
31
40< 93
15…17
7,8
40
ПН2 — 100
31
40< 93
18…19
8,4
40
ПН2 — 100
31
40< 93
20…25
23,5
50
ПН2 — 100
31
50< 93
26…27
22,2
50
ПН2 — 100
31
50< 93
28…30
32,7
80
ПН2 — 100
31
80< 93
31…34
24,8
50
ПН2 — 100
31
50< 93
35…37
30,07
63
ПН2 — 100
31
63< 93
2.8 Построение карты селективности
Карта селективности строится в логарифмическом масштабе: по оси абсцисс откладываются токи — расчетные, пиковые и кз; по оси ординат — времена продолжительности пиковых токов и времена срабатывания защит по защитным характеристикам. Проверим выбранную коммутационную аппаратуру по условию селективности. Исходя из расчета токов КЗ.
/>
Рисунок 7 — Карта селективности
1 — номинальный ток двигателя; 2 — пусковой ток двигателя; 3 и 4 — расчетный и пиковый токи ШРА; 5, 6 — расчетный и пиковый токи ШМА, 7,8,9 — токи КЗ в точках К1, К2, К3; 12 — характеристика плавкой вставки 100 А предохранителя, 10 — характеристика автомата с расцепителем 500 А, 11 — характеристика автомата с расцепителем 1000 А.
2.9 Конструктивное исполнение низковольтной сети
Электрическая сеть цеха выполнена шинопроводами и кабельными линиями. Магистральные сети выполнены закрытыми шинопроводами. Такой шинопровод называют комплектным, так как он поставляется в виде отдельных сборных секций, которые представляют собой три или четыре шины, заключенные в оболочку и скрепленные самой оболочкой или изоляторами — клещами.
Для выполнения прямых участков линий служат прямые секции, для поворотов — угловые. Соединение секций на месте монтажа выполняется сваркой, болтовыми или штепсельными соединениями. Магистральные шинопроводы крепят на высоте 3-4 метра над полом помещения на кронштейнах или специальных стойках. Это обеспечивает небольшую длину спусков к распределительным магистралями. Отдельные приемники подключают к ШРА через ответвительные коробки или кабелем проложенным в металлорукавах.
Присоединение ШРА к ШМА осуществляется кабельной перемычкой, соединяющей вводную коробку ШРА с ответвительной секцией ШМА.
Крепление ШРА выполняется на стойках на высоте 1,5 м над полом.
Заключение
В представленном курсовом проекте спроектирована и рассчитана система электроснабжения ремонтно-механического цеха и системы внутреннего электроснабжения судоремонтного завода.
В проекте произведены расчеты электрических нагрузок для выбора трансформаторов КТП (по первому этапу), расчеты электрических нагрузок для выбора цеховой сети (по второму этапу).
Основными критериями при проектировании являются техническая применимость и экономичность проекта. На основании экономической оценки принимается схема электроснабжения первого варианта. Эта система электроснабжения включает:
В качестве источника питания цеха принята схема БТМ блок трансформатор (400 кВ·А) — магистраль с одним трансформатором и комплектным шинопроводом в качестве главной магистрали, длиной 97 м, устанавливаемого на высоте 6 м.
Разводка сетей цеха производится с помощью трех ШРА, устанавливаемых на высоте 6 м и СП питаемых от ШМА. ЭП подключаются через кабельные спуски, прокладываются в металлических рукавах.
Защита производится автоматическими выключателями (для ШМА, ШРА и СП) и предохранителями (для электроприемников).
Внутреннее электроснабжение завода выполнено по смешанной схеме. Цеха с высоковольтной нагрузкой подключены радиально. В каждом цехе установлено по одной двухтрансформаторной подстанции. Высоковольтные ЭП подключаются через распределительный пункт. В ходе расчета выбраны и проверены сечения линий 10 кВ.
Библиографический список
1. Барыбин Ю.Г. «Справочник по проектированию электроснабжения», М.: «Энергоатомиздат», 1990.
2. Блок В. М.: «Пособие к курсовому и дипломному проектированию», М.: «ВШ», 1990.
3. Неклепаев Б.Н. «Электрическая часть электростанций», М.: «Энергоатомиздат», 1989.
4. ПУЭ, М.: «Энергоатомиздат», 2000.
5. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования под ред. Барыбина Ю.Г., Федорова Л.Е. и др., М.: «Энергоатомиздат», 1991.
6. Справочник электромонтера. Под ред. А.Д. Смирнова. Смирнов Л.П. Монтаж кабельных линий, М.: Энергия, 1968.
7. Трунковский А.Е. «Обслуживание электрооборудования промышленных предприятий», М: Высшая школа, 1977.
8. Указания по расчету электрических нагрузок. ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект» №358-90 от 1 августа 1990г.
9. Фёдоров А.А., Старкова Л.Е. «Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования», М.: «Энергоатомиздат», 1987.