Электроснабжение комбината стройиндустрии

 

Пример расчета цеха№9.

 

Исходя из формулы (3.15): σ = 980,6/4937 =0,20, т.к σ=0,2, то целесообразно применение трансформаторов наибольшей мощности с Sнт = 1000 кВА.

При расчёте по формуле (3.16) получаем:

Sнт

,  кВА.

Поэтому окончательно принимается Sнт=1000 кВА.

 

                 Qнк=Q_нк1+Q_нк2                      (3.17),

 

   где Q_нк1 – мощность НКБ, соответствующая экономически оптимальному числу трансформаторов;

        Q_нк2 – дополнительная мощность НКБ, устанавливаемая в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах ЦТП и сети напряжением 10 кВ, питающей эти трансформаторы.

Значение Q_нк1 определено по известному значению суммарной максимальной расчетной нагрузке цеха Qр_∑ и той максимальной мощности Qт, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1кВ без увеличения их количества и номинальной мощности:

 

Q_нк1= Qр_∑ - Qт                                    (3.18),

 

Qт=                        (3.19)

  где Sнт – принятая номинальная мощность одного трансформатора, кВА;

       Кзтеор – принятый коэффициент загрузки трансформатора с учетом категории ПЭЭ;

        Nтэ – экономически оптимальное число трансформаторов.

 

Дополнительная мощность НКБ для  рассматриваемых трансформаторов  определяется как:

,         

    где расчетный коэффициент, определяемый в зависимости от показателей К1 и К2 и схемы питания ЦТП по [9]. Значения К1 и К2 находятся по [9].  В дальнейших  расчетах будем вычислять только по 1-й составляющей , т.к. Q_нк2 очень мало и им можно пренебречь .

Если по (3.18) оказалось, что Q_нк1<0, то установка НКБ не требуется и Q_нк1=0.

 

        Qт= квар;

         Qнк1=732,1-849,3=-117,3 квар.

Так как Q_нк1<0, то установка НКБ не требуется и Q_нк1=0.

 

Фактический коэффициент загрузки после установки НКБ вычисляем по выражению (3.20):

    Кзф=                        (3.20)

     Кзф=

На цеховых трансформаторных подстанциях предприятия приняты к установке масляные герметичные трансформаторы 2-х типоразмеров;

ТМГ – 1000/10;

ТМГ – 1600/10.

Цеховые трансформаторные подстанции выполнены комплектными (КТП). ЦТП выполнены встроенными.

В качестве второго варианта предлагается установка в цехах №6 и №7 вместо трансформаторов мощностью 1000 кВА установка трансформаторов мощностью 1600 кВА, что позволит уменьшить мощность компенсирующих устройств на напряжении 0,38 кВ.

5. Выбор способов канализации электроэнергии по предприятию

Электроснабжение завода производится по радиальной, магистральной  смешанной схемам в зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины, требуемой степени надежности питания и других характерных особенностей предприятия.

Если сравнить схемы  по величине капитальных вложений, то предпочтение отдается магистральным схемам, т.к. они более экономичны и удобны:

1. к одной магистрали подключены несколько трансформаторных подстанций;
2. уменьшение числа промежуточных звенев коммутации;
3. позволяет удобнее и экономичнее выполнять резервирование питаемых подстанций;
4. позволяет сэкономить число ячеек КРУ на питающей подстанции, так как к одной магистральной линии присоединяется несколько подстанций.

Радиальные схемы электроснабжения принимаются в тех случаях, когда  нагрузка размещена в различных направлениях от источника питания или для питания больших сосредоточенных нагрузок. Размещение отдельных цехов на генеральном плане предприятия, число и мощность подстанции, наличие отдельных электроприемников, категоричность электроприемников решающим образом сказывается на схемах конфигурации сети. Варианты конфигурации сети в процессе проектирования должны сравниваться на основе техникo-экономических расчетов.

В данном курсовом проекте  разработаны два варианта конфигурации сети. Варианты схем электроснабжения завода показаны на рисунках 3.1 и 3.2.

 

 

Рис. 3.1 Схема СЭС (вариант 1)

 

 

Рис. 3.2 Схема СЭС (вариант 2)

 

Питание высоковольтной нагрузки предусматривается по радиальной схеме.

Канализация электроэнергии на 10 кВ в обоих вариантах схем электроснабжения завода выполняется кабельными линиями, которые прокладываются в траншеях. При прокладке избегается группировка:

1. взаиморезервирующих  кабелей;

2. кабелей на напряжение до 1кВ с кабелями напряжением выше 1 кВ;

3. кабелей и проводов  всех назначений с кабелями  и проводами пожарной автоматики.

Питание освещения территории осуществляется от малозагруженных  трансформаторов, а именно от трансформаторов в цеху №14 .

 

6. Выбор схемы внутризаводского электроснабжения на основе технико-экономического расчёта

1. Расчёт потокораспределения и выбор сечения кабелей в схеме электроснабжения (по вариантам)

 

Расчет рабочих токов, выбор  марок и сечения кабеля осуществляется на основе  расчета потокораспределения  схемы электроснабжения предприятия.

  Для питания цехов выбраны кабели с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной изоляцией в алюминиевой оболочке типа ААШв:

- трёхжильные для напряжения выше 1000 В;

- четырёхжильные для напряжения ниже 1000 В.

Выбор сечения жил кабеля напряжением выше 1000В производится по экономической плотности тока.

По [1] для Тм от 3000 до 5000 часов для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией.

Расчетный ток для кабельной  линии определяется по выражению:

,                               (3.21)

По расчетному току находим экономическое  сечение:

,                                (3.22)

  расчетный  ток,  протекающий  через проводник в нормальном  режиме,  А;

  экономическая плотность тока, по [1]

Затем сечение  кабельной линии  проверяем  по  нагреву в послеаварийном режиме, за который принимается отключение одного трансформатора или одной  кабельной линии.

,                       (3.23)

      где    - расчетный ток в послеаварийном режиме:

      при отключении одного трансформатора определяется по формуле

         ,                            (3.24)

     при отключении одной кабельной линии при параллельной работе

                                             (3.25)

        табличный допустимый длительный ток;

 коэффициент,  учитывающий   допустимую  перегрузку кабеля, определяемый  по [1] и зависящий от коэффициента предварительной загрузки кабеля, вида прокладки, а так же от времени допустимой перегрузки по отношению к номинальной, выраженной в часах.

Для кабелей проложенных в земле, с коэффициентом предварительной перегрузки – 0,6, с длительностью допустимой перегрузки в течение 3 часов -  .

коэффициент, учитывающий температуру  окружающей среды и зависящий  от условной температуры среды, нормированной температуры жил и расчетной температуры среды, определяется по [1].

Так как в задании не заданы температуры  окружающего воздуха и земли, то принимаем температуру окружающего воздуха равной , а температур земли равной , и по [1] .

коэффициент, учитывающий способ прокладки, зависящий от количества кабелей в канале и расстояния в свету между ними, определяется по [1].

 

Выбор сечения жил  кабелей ниже 1000 В производится по нагреву (3.23) с последующей проверкой сечения по экономической плотности тока согласно[1] при Т_м>4000 ч по условию(3.22).

Расчет потокораспределения  в линиях производится с учетом потерь активной и реактивной мощности в линиях и трансформаторах, определяемых по следующим формулам:

- потери в трансформаторах                          

                      (3.26)

                (3.27)

- потери в линиях:

                        (3.28)

                         (3.29)

Результаты выбора кабелей 0,4 и 10 кВ, а также расчеты потокораспределения приведены в табл.3.7 и табл3.8 соответственно для 1-го и 2-го вариантов.

 

 

Выбор кабелей (вариант 1)

Таблица 3.6

Участок	Pp, кВт	Qp, квар	Sp, кВА	Uн, кВ	Ip,А	Fэк, мм	Iдоп	Марка кабеля	I’доп	Iп/а,А	l, м	ΔP, кВт	ΔQ, квар	Ркон, кВт	Qкон, квар
СП12-ТП13	79	78	111,2	0,38	168,9	120,7	200	4х120	200		70	1,546	0,456	80,98	78,26
ТП13	498,9	257,7	561,6	10	32,4							6,749	26,680	505,68	284,43
ТП13-ГПП	507,4	303,3	591,1	10	34,1	24,38	115	3х35	115	44,37	310	0,960	0,094	508,32	303,42
СП14-ТП15	293,2	319,3	433,4	0,38	658,5	470,4	520	2х4х185	520		35	3,825	1,662	296,98	320,92
СП16-ТП15	127,2	114,3	171,0	0,38	259,8	185,6	260	4х185	260		75	2,552	1,109	129,72	115,44
ТП15	658,3	490,5	820,9	10	47,4							14,422	57,016	672,72	547,51
ТП15-ТП11	674,4	566,4	880,7	10	50,8	36,32	115	3х35	105,8	101,7	80	0,550	0,054	674,95	566,47
СП5-ТП11	76,4	46,9	89,7	0,38	136,2	97,31	165	4х95	165		65	1,180	0,282	77,62	47,15
СП2-ТП11	118,5	60,1	132,8	0,38	201,8	144,2	230	4х150	230		30	0,759	0,271	119,22	60,40
ТП11	328,0	229,9	400,5	10	23,1							3,433	13,572	331,39	243,51
ТП11-ТП10-1	1008,0	828,9	1305,0	10	75,3	53,82	205	3х95	188,6	150,7	110	0,611	0,146	1008,63	829,02
СП8-ТП10-1	233,1	216,5	318,2	0,38	483,4	345,3	520	2х4х185	520		40	2,355	1,023	235,49	217,53
ТП10-1	566,0	383,6	683,8	10	39,5							10,005	39,554	576,03	423,16
ТП10-1-ГПП	1586,3	1271,1	2032,8	10	117,4	83,83	275	3х150	253	234,7	120	1,026	0,367	1587,37	1271,44
ТП7	776,7	157,3	792,5	10	45,8							7,662	33,661	784,35	190,97
ТП7-ТП6	786,8	211,0	814,6	10	47,0	33,59	115	3х35	105,8	94,06	225	1,323	0,130	788,13	211,10
СП1-ТП6	73,9	43,5	85,8	0,38	130,4	93,12	165	4х95	165		60	0,997	0,239	74,94	43,78
СП3-ТП6	110,1	131,9	171,8	0,38	261,1	186,5	260	4х185	260		60	2,061	0,896	112,14	132,83
ТП6	917,0	398,5	999,8	10	57,7							12,195	53,578	929,15	452,08
ТП6-ТП9-1	1719,7	683,2	1850,5	10	106,8	76,31	165	3х70	151,8	138,9	80	1,214	0,219	1720,94	683,40
ТП9-1	290,5	342,0	448,8	10	25,9							4,310	17,037	294,80	359,09
ТП9-1-ГПП	2017,4	1061,4	2279,6	10	131,6	94,01	240	3х120	220,8	171,1	15	0,201	0,059	2017,62	1061,44
к СД	400,0	192,0	443,7	10	25,6	18,3	115	3х35	105,8		195	0,340	0,033	400,34	192,03

 

 

Таблица 3.7

Выбор кабелей (вариант 2)

Участок	Pp, кВт	Qp, квар	Sp, кВА	Uн, кВ	Ip,А	Fэк, мм	Iдоп	Марка кабеля	I’доп	Iп/а,А	l, м	ΔP, кВт	ΔQ, квар	Ркон, кВт	Qкон, квар
СП12-ТП13	79	78	111,2	0,38	168,9	120,7	200	4х120	200		70	1,546	0,456	80,98	78,26
ТП13	498,9	257,7	561,6	10	32,4							6,749	26,680	505,68	284,43
ТП13-ГПП	507,4	303,3	591,1	10	34,1	24,38	115	3х35	115	44,37	310	0,960	0,094	508,32	303,42
СП14-ТП15	293,2	319,3	433,4	0,38	658,5	470,4	520	2х4х185	520		35	3,825	1,662	296,98	320,92
СП16-ТП15	127,2	114,3	171,0	0,38	259,8	185,6	260	4х185	260		75	2,552	1,109	129,72	115,44
ТП15	658,3	490,5	820,9	10	47,4							14,422	57,016	672,72	547,51
ТП15-ТП11	674,4	566,4	880,7	10	50,8	36,32	115	3х35	105,8	101,7	80	0,550	0,054	674,95	566,47
СП5-ТП11	76,4	46,9	89,7	0,38	136,2	97,31	165	4х95	165		65	1,180	0,282	77,62	47,15
СП2-ТП11	118,5	60,1	132,8	0,38	201,8	144,2	230	4х150	230		30	0,759	0,271	119,22	60,40
ТП11	328,0	229,9	400,5	10	23,1							3,433	13,572	331,39	243,51
ТП11-ТП10-1	1008,0	828,9	1305,0	10	75,3	53,82	205	3х95	188,6	150,7	110	0,611	0,146	1008,63	829,02
СП8-ТП10-1	233,1	216,5	318,2	0,38	483,4	345,3	520	2х4х185	520		40	2,355	1,023	235,49	217,53
ТП10-1	566,0	383,6	683,8	10	39,5							10,005	39,554	576,03	423,16
ТП10-1-ГПП	1586,3	1271,1	2032,8	10	117,4	83,83	275	3х150	253	234,7	120	1,026	0,367	1587,37	1271,44
ТП7	776,7	157,3	792,5	10	45,8							7,662	33,661	784,35	190,97
ТП7-ТП6	786,8	211,0	814,6	10	47,0	33,59	115	3х35	105,8	94,06	225	1,323	0,130	788,13	211,10
СП1-ТП6	73,9	43,5	85,8	0,38	130,4	93,12	165	4х95	165		60	0,997	0,239	74,94	43,78
СП3-ТП6	110,1	131,9	171,8	0,38	261,1	186,5	260	4х185	260		60	2,061	0,896	112,14	132,83
ТП6	917,0	1238,5	1541,0	10	89,0							16,694	79,789	933,64	1318,29
ТП6-ТП9-1	1724,9	1550,2	2319,1	10	133,9	95,64	205	3х95	188,6	174,1	80	1,403	0,336	1726,27	1550,52
ТП9-1	290,5	342,0	448,8	10	25,9							4,310	17,037	294,80	359,09
ТП9-1-ГПП	2022,8	1928,5	2794,8	10	161,4	115,3	240	3х120	220,8	209,8	15	0,302	0,089	2023,06	1928,60
к СД	400,0	192,0	443,7	10	25,6	18,3	115	3х35	105,8		195	0,340	0,033	400,34	192,03