Министерство транспорта Российской Федерации

Федеральное агентство железнодорожного транспорта

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Омский государственный университет путей сообщения (ОмГУПС)

Кафедра «Электроснабжение железнодорожного транспорта»

ДОПУСКАЕТСЯ К ЗАЩИТЕ РАБОТА ЗАЩИЩЕНА

с оценкой

(с исправлениями, без исправлений)

_____ Тарабин И.В. ________ Тарабин И.В.

( подпись) (фамилия) (подпись) (фамилия)

“____”______________20__ г. “____”_____________20__ г.

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

по теме «Электроснабжение предприятий и электропривод»

Выполнил:

студент гр. 38 Е

________Гусев В.С.

(подпись)

Омск 2012

Задание

студенту гр. 38 Е Гусеву В.С.

на курсовой проект по теме:

«Электроснабжение предприятий и электропривод»

В курсовом проекте необходимо:

1) Произвести расчет электрических нагрузок системы электроснабжения;

2) Определить центр электрических нагрузок предприятия;

3) Выбрать компенсирующие устройства и места их установки;

4) Построить годовой и суточные графики нагрузок;

5) Выбрать силовые и цеховые трансформаторы;

6) Произвести выбор питающих линий электропередачи;

7) Построить схему транспорта электрической энергии;

8) Рассчитать токи короткого замыкания;

9) Выбрать коммутационные аппараты до и свыше 1 кВ;

10) Произвести выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Исходные данные для расчета (вариант 497).

1. Генеральный план завода представлен на рисунке 1;

Рисунок 1 – Генеральный план завода

2. Мощность энергосистемы − 1300 МВт;

3. Напряжение питания − 110 кВ

4. Сопротивление системы X_с=0,64 о.е.

5. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода − 10 км.

Характеристика технологического процесса предприятия представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Характеристика технологического процесса агломерационного завода

Номер цеха на генеральном плане завода	Наименование цеха с указанием напряжения	Категория ЭП по надежности электроснабжения	Характеристика производственной среды
1	Цех спекания (6 кВ/0,4 кВ)	1	жаркая
2	Котельная	1	жаркая
3	Управление фабрики	3	нормальная
4	Лаборатория	3	взрывоопасная
5	Цех фильтрации	2	нормальная
6	Ремонтно-механический цех	2	пыльная
7	Насосная обратного цикла (6 кВ/0,4 кВ)	1	влажная
8	Цех обработки шихта	2	взрывоопасная
9	Перегрузка шихта (6 кВ/0,4 кВ)	1	пыльная
10	Насосная осветленной воды (6 кВ/0,4 кВ)	1	влажная
11	Склад реагентов и исходных материалов	3	нормальная
12	Склад готовой продукции	3	нормальная
13	Цех подготовки продукции	2	нормальная
14	Цех подготовки продукции	2	нормальная

Сведения об электрических нагрузках предприятия представлены в таблице 1.2 и 1.3.

Таблица 1.2 – Ведомость электрических нагрузок агломерационного завода

Номер цеха на генеральном плане завода	Наименование цеха с указанием напряжения	Установленная в цехе мощность Pуст, кВт	Высота цеха, м
1	Цех спекания (6 кВ/0,4 кВ)	12825/610	6
2	Котельная	1500	5
3	Управление фабрики	180	4
4	Лаборатория	300	4
5	Цех фильтрации	550	6
6	Ремонтно-механический цех	-	4
7	Насосная обратного цикла (6 кВ/0,4 кВ)	12810/300	5
8	Цех обработки шихта	550	5
9	Перегрузка шихта (6 кВ/0,4 кВ)	2900/210	5
10	Насосная осветленной воды (6 кВ/0,4 кВ)	13200/480	5
11	Склад реагентов и исходных материалов	900	6
12	Склад готовой продукции	1700	8
13	Цех подготовки продукции	1300	8
14	Цех подготовки продукции	800	8

Таблица 1.3 – Ведомость электрических нагрузок (посезонно)

Часы	Нагрузка предприятия
	зима	лето
1	2	3
0	85	86
1	84	84
2	83	83
3	83	81
4	84	80
5	83	78
6	82	77
7	90	83
8	98	90
9	100	94
10	100	95
11	95	91

Окончание таблицы 1.3

1	2	3
12	92	86
13	96	90
14	98	93
15	98	93
16	95	87
17	98	90
18	98	90
19	96	87
20	99	93
21	99	95
22	95	92
23	93	90

Исходные данные для расчета электрических нагрузок ремонтно-механического цеха представлены в таблице 3

Таблица 1.4 – Исходные данные для расчета электрических нагрузок РМЦ

Номер ЭП	Наименование участка цеха и индивидуальных ЭП	Паспортная мощность ЭП Pпас, кВт	Количество ЭП
1	2	3	4
Механическое отделение
1	Токарно-револьверный станок	5,60	1
2	Токарно-винторезный станок	4,50	1
3	Универсально-фрезерный станок	4,60	1
4	Вертикально-сверлильный станок	17,00	2
5	Долбежный станок	7,00	1
6	Универсальный заточный станок	1,25	1
7	Тельфер	4,50	1
8	Вентилятор	2,80	1
Заготовительное отделение
9	Ножницы высечные	2,80	2
10	Станок труборезный	7,00	1
11	Пресс листогибочный	15,70	1
12	Радиально-сверлильный станок	1,25	1
13	Кран-балка	4,85	1
14	Вентилятор	7,00	1
Сварочное отделение
15	Автомат для дуговой сварки, кВ·А	100,00	1

Окончание таблицы 1.4

1	2	3	4
16	Сварочный преобразователь	14,00	1
17	Станок обдирочно-точильный	7,00	1
18	Таль электрическая	0,85	1
19	Вентилятор	2,80	1
Термическое отделение
20	Электропечь сопртивления камерная	15,00	1
21	Печь муфельная	1,60	1
22	Вентилятор	4,50	1
Участок электроэрозионной обработки
23	Универсальный ультразвуковой станок	1,00	2
24	Вентилятор	2,8	1
25	Универсальный электроискровой прошивочный станок	1,2	1
Столярное отделение
26	Поперечная пила	7,00	1
27	Строгальный станок	7,00	1
28	Станок токарный по дереву	1,50	1
29	Настольный сверлильный станок	0,60	1
30	Точильный станок двусторонний	1,70	1
31	Таль электрическая	2,80	1
32	Вентилятор	4,50	1
Электроремонтное отделение
33	Ножницы вибрационные	0,52	1
34	Намоточный станок	1,10	1
35	Настольный сверлильный станок	0,60	1
36	Сушильный шкаф	4,00	1
37	Обдирочно-точильный станок	2,80	1
38	Вентилятор	2,80	1
Гараж
39	Выпрямительная установка для зарядки аккумуляторов, кВ·А	2,80	2
40	Настольный сверлильный станок	0,60	1
41	Таль электрическая	2,80	1
42	Вентилятор	2,80	1
43	Точильный станок двусторонний	1,70	1

УДК 621.311.22 (075.8)

Реферат

Курсовой проект содержит 90 страницы, 5 рисунков, 9 источников.

Система электроснабжения, электрическая нагрузка, активная мощность, электроприемник, осветительная нагрузка, распределительный пункт, компенсирующее устройство, силовой трансформатор, кабельная линия, потери электроэнергии, высоковольтный выключатель, разъединитель, трансформатор тока.

В курсовом проекте рассмотрены вопросы расчета электрических нагрузок на всех уровнях системы электроснабжения, произведено определение центра электрических нагрузок, произведен расчет компенсации реактивной мощности и выбор силового и коммутационного оборудования.

Содержание

1 Энергетическое хозяйство агломерационного завода 25

2 Расчет электрических нагрузок системы электроснабжения 26

2.1 Расчет электрических нагрузок ремонтно-механического цеха 26

Расчет электрических нагрузок электроприемников напряжением до 1 кВ производится для каждого узла питания (распределительного пункта, шкафа и т. п.), а также по цеху, корпусу в целом. Для одиночных ЭП, работающих в длительном режиме, расчетная мощность () принимается равной номинальной, для одиночных ЭП повторно-кратковременного режима работы – равной номинальной, приведенной к длительному режиму, кВт: 26

Групповой средневзвешенный коэффициент использования для данного узла питания (подгруппы) определяется по формуле: 27

Эффективное число электроприемников – это такое число однородных по режиму работы приемников одинаковой мощности, которое обусловливает ту же расчетную нагрузку, что и рассматриваемые электроприемники, различные по номинальной мощности и режиму их работы. Эффективное число электроприемников подгруппы рассчитывается по формуле: 27

(2.4) 27

где номинальная активная мощность индивидуального электроприемника, кВт; 28

групповая номинальная мощность электроприемника, кВт; 28

число электроприемников в подгруппе. 28

При значительном числе электроприемников () (магистральные шинопроводы, шины цеховых трансформаторных подстанций, в целом по цеху) эффективное число ЭП можно определить по упрощенному выражению: 28

(2.5) 28

где – номинальная мощность наиболее мощного электроприемника группы, кВт. 28

(2.6) 28

(2.7) 28

где (2.8) 29

(2.9) 29

(2.10) 29

(2.11) 29

₃₀

Таблица 2.1 – Определение расчетных нагрузок методом упорядоченных диаграмм 31

После определения значений расчетной мощности всех распределительных пунктов рассчитывается активная, реактивная и полная мощность всего РМЦ. Для этого РМЦ рассматривается как узел питания представленных ранее распределительных пунктов. Результаты расчета сводятся в табл. 2.2. 34

34

2.2 Расчет электрических нагрузок по уровням системы электроснабжения 36

2.2.1 Расчетные нагрузки цехов 36

Расчетная нагрузка активной (, кВт) и реактивной (, кВ·Ар) мощ-ностей определяется по следующим выражениям: 36

для силовой нагрузки – 36

(2.12) 36

(2.13) 36

где – активная расчетная мощность нагрузки цеха, кВт; 36

– коэффициент спроса по цеху (справочная величина) [4]; 36

– суммарная мощность электроприемников, подключенных к данному узлу нагрузки (цеху), кВт; ₃₆

– реактивная расчетная мощность нагрузки цеха, кВ∙Ар; 36

для осветительной нагрузки – 36

(2.14) 36

, (2.15) 36

где – расчетная активная мощность осветительной нагрузки данного цеха (подразделения), кВт; 36

– коэффициент спроса для осветительной нагрузки данного цеха (справочная величина) [4]; 36

– коэффициент потерь в пускорегулирующей аппаратуре (ПРА) при применении газоразрядных источников света (см. табл. 2.3); 36

– номинальная мощность осветительной нагрузки данного цеха, кВт; 36

– расчетная реактивная мощность осветительной нагрузки (при применении разрядных источников света), кВ·Ар осветительной нагрузки. 36

37

Номинальная мощность осветительной нагрузки, кВт, определяется по уравнению: 37

, (2.16) 37

где – удельная мощность осветительной нагрузки на единицу площади цеха, Вт ∕м² (справочная величина) [4]; 37

– площадь цеха (смотри табл. 2.4), м². 37

Удельная мощность осветительной нагрузки зависит от нормы освещенности на рабочем месте, от типа источников света, от высоты подвеса и других факторов. Таким образом, расчетные значения нагрузок цеха определяются по следующим выражениям: 37

расчетная активная мощность – 38

(2.17) 38

где – расчетное значение активной мощности цеха, кВт; 38

расчетная реактивная мощность, кВ∙Ар, – 38

(2.18) 38

где – расчетное значение реактивной мощности цеха; 38

полная мощность, кВ∙А, – 38

, (2.19) 38

где – расчетное значение полной мощности цеха, кВ∙А; 38

расчетный ток нагрузки цеха в нормальном режиме, А, – 38

, (2.20) 38

где – расчетное значение тока узла нагрузки (цеха), А; 38

– номинальное напряжение в узле нагрузки, кВ. 38

Расчетную нагрузку активной и реактивной мощностей определим по формулам 2.12 и 2.13: 39

39

39

Номинальную мощность осветительной нагрузки определим по уравнению 2.16: 39

39

Для цеха спекания выбираем лампы ДРЛ 250. 39

Определим расчетную активную и реактивную мощность осветительной нагрузки данного цеха по формуле 2.14 и 2.15 соответственно: 39

39

39

Определим расчетное значение активной и реактивной мощности цеха спекания по формуле 2.17 и 2.18: 39

39

39

Расчетное значение полной мощности цеха определятся по формуле 2.19: 39

39

Расчетное значение тока узла нагрузки (цеха) по 2.20: 39

39

2.2.2 Определение расчетных нагрузок цехов на напряжение распределения 42

При определении расчетных значений нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторов (6 – 10 кВ) необходимо учитывать потери в трансформаторах. Расчетные значения нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторов, питающих цех, определяют по формулам: 42

расчетная активная мощность – 42

, (2.21) 42

где – расчетное значение активной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения (ВН), кВт; 42

– потери активной мощности в цеховом трансформаторе, кВт; 42

расчетная реактивная мощность – 42

, (2.22) 42

где – расчетное значение реактивной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВ∙Ар; 42

– потери реактивной мощности в цеховом трансформаторе, кВ∙Ар. 42

Так как тип силового трансформатора еще не определен, можно принять, что 42

, (2.23) 42

, (2.24) 42

а расчетная полная мощность 42

(2.25) 42

где – расчетное значение полной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения, кВ∙А; 42

Расчетный ток в нормальном режиме, А, 43

, (2.26) 43

где – номинальное напряжение, кВ. 43

По полученным расчетным значениям нагрузок в дальнейшем выберем линии, питающие цеховые ТП и коммутационно-защитную аппаратуру этих линий. 43

Произведем расчеты для приемников ЭЭ с напряжением до 1 кВ. 43

Произведем расчет потери активной и реактивной мощности в цеховом трансформаторе по формуле 2.23 и 2.24: 43

43

43

Найдем расчетное значение активной и реактивной мощности, потребляемой цехом на стороне высшего напряжения по 2.21 и 2.22: 43

43

43

Расчетное значение полной мощности потребляемой цехом на стороне высшего напряжения определим по 2.25: 43

43

Расчетный ток на стороне ВН в нормальном режиме по формуле 2.26: 43

43

Аналогичные расчеты проводим для остальных цехов. Результаты расчета целесообразно представить в виде табл. 2.7 для приемников электрической энергии с напряжением 0,4 кВ и табл. 2.8 для приемников электрической энергии с напряжением 6 кВ. 44

2.2.3 Определение расчетных нагрузок на шинах низшего напряжения распределительного пункта и пункта приема электроэнергии 45

В зависимости от числа присоединений к пункту приема электрической энергии (ППЭ) и средневзвешенного коэффициента использования по табл. 2.9 определяется значение коэффициента одновременности максимумов . 45

Таблица 2.9 – Значение коэффициента одновременности максимумов 45

Значение средневзвешенного 45

коэффициента использования 45

Число присоединений 6 кВ 45

на сборных шинах пункта приема электроэнергии 45

2 – 4 46

5 – 8 46

9 – 25 46

более 25 46

46

0,9 46

0,8 46

0,75 46

0,7 46

46

0,95 46

0,9 46

0,85 46

0,8 46

46

1,0 46

0,95 46

0,9 46

0,85 46

46

1,0 46

1,0 46

0,95 46

0,9 46

Расчетная активная мощность, кВт, 46

, (2.27) 46

где – расчетное значение активной мощности, потребляемой от шин низшего напряжения пункта приема электроэнергии, кВт; 46

– суммарное значение расчетных активных мощностей всех отходящих линий, кВт; 46

– коэффициент разновременности максимумов силовой нагрузки в рассматриваемом узле потребления; 46

– расчетное значение активной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВт. 46

Расчетная реактивная мощность, кВ∙Ар, 46

, (2.28) 46

где – суммарное значение расчетных реактивных мощ-ностей всех отходящих линий, кВ∙Ар; 46

– расчетное значение реактивной мощности осветительной нагрузки территории предприятия, кВ∙Ар. 46

расчетная полная мощность 47

, (2.32) 47

где – расчетная полная мощность, потребляемая от шин низшего напряжения ППЭ, кВ∙А; 47

расчетный ток линий, питающих распределительное устройство низшего напряжения пункта приема электроэнергии, в нормальном режиме 47

, (2.33) 47

где – расчетный ток питающих линий, А; 47

– номинальное напряжение на шинах распределительного устройства (РУ) низшего напряжения ППЭ, кВ; 47

Вычислим расчетный ток линий, питающих распределительное устройство низшего напряжения пункта приема электроэнергии, в нормальном режиме по формуле 2.33: 48

48

2.2.4 Расчетные нагрузки на высшем напряжении пункта приема электроэнергии 49

Расчетные нагрузки на высшем напряжении ППЭ определяют по расчетным нагрузкам на шинах РУ низшего напряжения ППЭ с учетом потерь в силовых трансформаторах ППЭ. 49

Расчетная активная мощность на стороне высшего напряжения, кВт, 49

(2.34) 49

где – потери активной мощности в силовом трансформаторе, кВт. 49

Расчетная реактивная мощность на стороне высшего напряжения, кВ∙Ар, 49

(2.35) 49

где – потери реактивной мощности в силовом трансформаторе ППЭ, кВ∙Ар. 49

Расчетная полная мощность, кВт, 49

(2.36) 49

Расчетный ток линий, питающих ППЭ от источника питания, в нормальном режиме, А, 49

(2.37) 50

где – номинальное напряжение системы питания, кВ, 50

– количество питающих линий (принимаем n = 2). 50

Расчетное значение тока линий, питающих ППЭ в послеаварийном режиме (ПАР) , А, 50

. (2.38) 50

Определим расчетную активную и реактивную мощность на стороне 50

высшего напряжения по 2.34 и 2.35: 50

3 Определение центра электрических нагрузок 51

3.1 Построение картограммы нагрузок предприятия 51

, (3.1) 51

где – активная мощность подразделения предприятия, кВт; m=10 кВт/мм; 51

При построении картограммы нагрузок центры окружностей совмещают с центром тяжести геометрических фигур, изображающих отдельные подразделения (цеха) предприятия. Угол сектора осветительной нагрузки цеха (в градусах) определяется по формуле: 51

, (3.2) 51

где – активная мощность осветительной нагрузки i-го цеха, кВт. 52

Силовую нагрузку цеха (выше 1 кВ) рекомендуется выделить отдельной окружностью в виде пунктира с указанием номинального напряжения 6 кВ. 52

3.2 Расчет центра электрических нагрузок 53

Для определения условного центра электрических нагрузок на генеральном плане предприятия произвольным образом наносят оси координат X и Y и по известным расчетным мощностям цехов (P_i) и координатам их центров нагрузки (x_i, y_i) определяют центр нагрузок предприятия в целом. 53

Координаты ЦЭНа, мм, определяются по формулам: 53

; (3.3) 53

. (3.4) 53

Условный центр электрических нагрузок предприятия определяет то место, при размещении в котором ППЭ приведенные затраты будут минимальными. 53

Однако следует отметить, что при окончательном определении места размещения ППЭ необходимо учитывать следующие факторы: наличие необходимой свободной площади; влияние окружающей среды; возможность ввода на территорию предприятия линии электропередачи для питания пункта головного ввода (ПГВ). 53

Допускается смещение места размещения ППЭ от найденного центра электрических нагрузок в сторону источника питания. 53

Определим координаты ЦЭНа по формуле 3.3 и 3.4: 53

53

Центр электрических нагрузок представлен в приложении 1. 54

4 Выбор компенсирующих устройств и мест их установки 54

Реактивную мощность, которую может потреблять предприятие от энергосистемы, можно определить через экономическое значение коэффициента реактивной мощности 54

(4.1) 54

где – базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый равным 0,4; 0,5; 0,6 для сетей 6, 10, 35 кВ, присоединенных к шыинам подстанций с внешним напряжением, равным соответственно 35, 110, 220 кВ; 54

– отношение потребления активной энергии потребителем в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки (принимается равным 1); 54

коэффициент, учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах (для Омскэнерго К = 0,8). 54

Если расчетное значение больше 0,7, то его принимают равным 0,7. 54

Тогда экономическая величина реактивной мощности в часы максимальных нагрузок энергосистемы, кВ∙Ар, 54

, (4.2) 54

где – расчетная активная мощность предприятия, кВт. 54

Мощность компенсирующих устройств по предприятию в целом, кВ∙Ар, 55

. (4.3) 55

Если требуется компенсация реактивной мощности и определена ее величина, то целесообразно начать установку компенсирующих устройств с шин напряжением 0,4 кВ для увеличения пропускной способности всех элементов системы распределения. Мощность i-го цеха 55

, (4.4) 55

где – мощность компенсирующих устройств цеха, кВ∙Ар; – расчетная мощность i-го цеха, кВ∙Ар; – суммарная реактивная мощность цехов, где устанавливается блок статических конденсаторов (БСК) (0,4 и 0,66 кВ), кВ∙Ар. 55

После получения значения величины по справочнику [4] принимается стандартное ближайшее значение реактивной мощности БСК. 55

Устанавливать компенсирующие устройства мощностью менее 150 кВ∙Ар обычно экономически нецелесообразно. На шинах низшего напряжения цеховой подстанции может быть установлена компенсирующая установка несколько большей мощности, чем по расчету, с целью снижения перетоков реактивной мощности и для доведения до уровня 0,3 – 0,6. Однако не должно превышать ,так как величина генерации не должна превышать 5 % от . 55

Следует сделать дополнительную проверку выбора БСК по выражению: 55

. (4.5) 55

Уточнить расчетную реактивную мощность цеха нужно по формулам, кВ∙Ар: 55

(4.6) 56

(4.7) 56

При необходимости мощность компенсирующих устройств на стороне высшего напряжения (6, 10 кВ) определяется по уравнению: 56

(4.8) 56

После определения мощности и места установки компенсирующих устройств необходимо скорректировать расчетные мощности цехов и предприятия в целом с учетом компенсации потребления реактивной мощности завода в целом по формулам (2.28), (2.35) – (2.37). 56

Определим экономическое значение коэффициента реактивной мощности по формуле 4.1: 56

После определения мощности и места установки компенсирующих устройств, скорректируем расчетные мощности цехов и предприятия в целом с учетом компенсации потребления реактивной мощности завода в целом по формулам (2.28), (2.35) – (2.37): 74

5 Система питания 74

5.1 Построение графиков нагрузок 75

Графики электрических нагрузок дают представление о характере изменения нагрузок в течение рассматриваемого периода (характерных суток, сезона или всего года). Графики электрических нагрузок используются при определении потерь электроэнергии в элементах системы электроснабжения при выборе силовых трансформаторов. 75

1.1 Выбор силовых трансформаторов пункта приема электроэнергии 80

Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов для питания нагрузок промышленных предприятий производят на основании следующих расчетов и обоснований. 80

1. Число трансформаторов на подстанции определяется исходя из обеспечения надежности питания с учетом категории электроприемников: n = 1 – для предприятий с преимущественным количеством электроприемников третьей категории; n = 2 – для предприятий с преимущественным количеством электроприемников первой категории; n ≥ 3 – для предприятий с крупными сосредоточенными нагрузками, имеющих преимущественно потребителей первой категории и обособленной группы первой категории. 80

2. Номинальная мощность трансформаторов определяется по с учетом их допустимой нагрузки в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме. 80

3. На главных понизительных подстанциях следует применять трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой. 80

Выбор мощности трансформаторов пункта приема электроэнергии производится согласно ГОСТ 14209 [5]. Мощность трансформаторов выбирают по графику перетока мощности через трансформатор за максимально загруженную смену предприятия и проверяют на послеаварийную перегрузку. 80

где – коэффициент загрузки, равный 0,65 ÷ 0,7 для двух и более трансформаторных подстанций первой категории надежности, 0,7 ÷ 0,8 для однотрансформаторных подстанций с преобладающей нагрузкой второй категории при наличии взаимного резервирования по перемычкам с другими подстанциями на вторичном напряжении, 0,9 ÷ 0,95 для трансформаторных подстанций с нагрузкой третьей категории или с преобладающей нагрузкой второй категории при возможности использования складского резерва трансформаторов; 81

n – число трансформаторов подстанции, шт. 81

5.2 Определение напряжения системы распределения 82

5.3 Выбор цеховых трансформаторных подстанций 83

5.3.1 Определение потерь в цеховых трансформаторных подстанциях 96

После проведенного выбора трансформаторов производим расчет потерь мощности в трансформаторах. Для этого необходимо определить потери активной и реактивной мощности по формулам: 96

Расчетная активная мощность, кВт: 97

(5.15) 97

где – расчетное значение активной мощности; 97

расчетная реактивная мощность, кВ∙Ар, 97

(5.16) 97

где – расчетное значение реактивной мощности. 97

6 Выбор питающих линий электропередачи 109

6.1 Воздушные линии электропередачи 109

Выбор экономически целесообразного сечения высоковольтных линий (ВЛ) производят по экономической плотности тока . Величина зависит от материала провода и числа часов использования максимальной нагрузки в течение года. Сечение питающей линии электропередачи для выбранного напряжения определяется в следующей последовательности. 109

1. Ток линии в нормальном режиме, А, 109

(6.1) 109

2. Ток линии в послеаварийном режиме (ПАР), А, 109

(6.2) 109

где n – количество цепей на ЛЭП (n=2); 109

– среднее номинальное напряжение сети, равное 105 % от номинального напряжения, кВ; 109

– полная расчетная мощность предприятия, передаваемая по линии, кВт. 109

Сечение провода рассчитывается по экономической плотности тока, мм²: 109

, (6.3) 109

где – расчетный ток линии в нормальном режиме, А; 110

=1 – экономическая плотность тока, А/мм². 110

Полученное значение округляется в меньшую сторону и выбирается провод определенной марки [1]. 110

Экономическая плотность тока зависит от числа часов использования предприятия, иными словами – от времени работы организации в год (при А/мм², при А/мм², при А/мм²) [1]. 110

Цех спекания работает в три смены, тогда = 5976 ч, то А/мм² 110

Полученное сечение округляется до стандартного ближайшего значения. Выбираем неизолированный провод АС-120/19. 110

Выбранное сечение линии проверяется 110

по допустимому нагреву током в нормальном режиме: 110

(6.4) 110

где – рабочий ток линии предприятия, А; 110

– допустимый ток выбранного провода, А; 110

по допустимому нагреву током в послеаварийном режиме: 111

(6.5) 111

231,92 ≤ 390 111

где − ток линии в послеаварийном режиме, А; 111

6.2 Кабельные линии электропередачи 112

где – рабочий ток линии предприятия, А; 112

– допустимый ток выбранного провода, А. 112

Практически условия работы кабельной линии всегда отличаются от нормируемых, поэтому приведенные в таблицах источника [1] значения допустимых длительных токовых нагрузок необходимо привести к реальным условиям эксплуатации кабельной линии, принимая соответствующие поправочные коэффициенты. 113

Допустимая токовая нагрузка жил кабелей в случае отклонения от нормируемых условий определяется по выражению, А: 113

, (6.9) 113

где I_т – табличное значение допустимого длительного тока нагрузки (для нормируемых условий) выбранного кабеля, А; 113

– коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды (для воздуха – 0,61; для земли – 1,07); 113

– коэффициент, учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (для кабелей 0,4 кВ – 0,93; 6 кВ – 0,9; 10 кВ – 0,87); 113

– коэффициент, учитывающий фактическое тепловое сопротивление грунта (равный 1,13 для нормальной почвы, подвергающейся воздействию со стороны окружающей среды, и 0,87 для почвы, не подвергающейся воздействию со стороны окружающей среды); 113

– коэффициент, учитывающий фактическое рабочее напряжение (равный 1 при напряжении 10 кВ; 1,05 при 6 кВ; 1,09 при 3 кВ и менее). 114

где – расчетный ток кабельной линии в нормальном режиме, А; 114

– экономическая плотность тока для выбранного кабеля, А/мм² [1]. 114

по нагреву допустимым током в послеаварийном режиме: 114

, (6.11) 114

7 Расчет токов короткого замыкания 118

8 Выбор и проверка высоковольтного оборудования 128

8.1 Выбор и проверка высоковольтных выключателей и разъединителей 110 кВ 128

8.2 Выбор и проверка высоковольтных выключателей и разъединителей 6 кВ 130

8.3 Выбор и проверка коммутационных аппаратов до 1кВ 131

В настоящее время основным коммутационным аппаратом в сетях напряжением до 1 кВ являются выключатели автоматические (автоматы). 131

Выбор выключателя осуществляется по следующим параметрам: 131

Проверка автоматов по току отключения осуществляется по выражению: 132

, (8.11) 132

по ударному току: 132

, (8.12) 132

где – действующее значение тока отключения, допустимое для аппарата, гарантированное заводом, кА; 132

– действующее значение тока КЗ, кА; 132

– допустимый ударный ток для аппарата, гарантированный заводом, кА; 132

– ударный ток КЗ, кА. 132

Выберем автоматический выключатель для цеха спекания: 132

Максимальный рабочий ток для цеха спекания: 132

9 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения 137

9.1 Выбор и проверка трансформаторов тока 137

Трансформаторы тока выбираются по номинальным напряжению и первичному току и проверяются по электродинамической и термической стойкости к токам КЗ. Особенности выбора трансформаторов тока – выбор по классу точности и проверка на допустимую нагрузку вторичной цепи. Трансформаторы тока для присоединения счетчиков, по которым ведутся коммерческие расчеты, должны иметь класс точности 0,5. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимают равным . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов, Ом: 137

. (9.1) 137

Таблица 9.1 – Перечень электроизмерительных приборов на ТТ 137

Суммарное сопротивление приборов рассчитывается по суммарной мощности, Ом: 137

, (9.2) 138

где – суммарная мощность, потребляемая приборами, В∙А; 138

– номинальный ток вторичной обмотки трансформатора, А. 138

В распределительных устройствах напряжением 6, 10 кВ применяются трансформаторы с А, в РУ 110, 220 кВ – 1 и 5 А соответственно. 138

Сопротивление контактов принимают 0,05 Ом при двух – трех и 0,1 – при большем количестве приборов. Сопротивление проводов рассчитывается по их сечению и длине. Для алюминиевых проводов минимальное сечение – 4 мм², для медных – 2,5. Расчетная длина провода , м, зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния , м, от трансформатора до приборов: – при включении трансформаторов тока в неполную «звезду»; – при включении всех приборов в одну фазу; – при включении трансформаторов тока в полную «звезду». 138

При этом длина может быть принята ориентировочно для РУ 6, 10 кВ при установке приборов в шкафах КРУ 4 – 6 м; на щите управления – 30 – 40 м; для РУ 35 кВ – 45 – 60 м; для РУ 110, 220 кВ – 65 – 80 м. 138

Таким образом, сопротивление проводов рассчитывается по формуле, Ом: 138

(9.3) 138

Если при принятом сечении провода вторичное сопротивление цепи трансформаторов тока окажется больше для заданного класса точности, то необходимо определить требуемое сечение проводов с учетом допустимого сопротивления вторичной цепи: . 138

Требуемое сечение провода, мм², вычисляется по выражению: 138

(9.4) 138

где ρ – удельное сопротивление материала жил, Ом∙мм² /м. 138

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям, принимаем его к установке. 140

9.2 Выбор и проверка трансформатора напряжения 140

Трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для питания катушек напряжения измерительных приборов и реле. 140

Условия выбора трансформаторов напряжения: 140

по номинальному напряжению, кВ: 140

; (9.5) 140

где – номинальное напряжение сети, к которой присоединяется трансформатор напряжения, кВ; 140

– номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора, кВ; 140

по конструктивному исполнению: однофазные; трехфазные; схема соединения обмоток; климатическое исполнение и категория размещения; 140

по классу точности: для расчетного учета класс точности должен быть не ниже 0,5; для технического – 1,0. 140

Условия проверки трансформатора напряжения: 140

(9.6) 140

где – номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения, обеспечивающая его работу в заданном классе точности, В∙А; 140

– расчетная мощность, потребляемая вторичной цепью, В∙А. 140

Расчетная мощность вторичной цепи, кВ∙А, определяется по уравнению: 140

(9.7) 140

где – мощность обмоток напряжения приборов и реле, кВ∙А. 141

Библиографический список 143

1. Правила устройства электроустановок. Раздел 1. 7-е изд. СПб: Деан, 2004. 176 с. 143

2. Руководящий технический материал. Указания по расчету электри-ческих нагрузок. РТМ 36.18.32.4-92 / ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект». М., 1992. 26 с. 143

3. Кудрин Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий / Б. И. Кудрин. М.: Интермет Инжиниринг, 2006. 672 с. 143

4. Электротехнический справочник / Под ред. В. Г. Герасимова / МЭИ. М., 2002. Т. 3. 964 с. 143

6. ГОСТ 27514-87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. М.: Госкомитет по стандартам, 1988. 40 с. 143

7. ГОСТ Р 50270-92. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ. М.: Госстандарт России, 1993. 60 с. 143

8. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования РД 153-34.0-20.527-98 / Под ред. Б. Н. Неклепаева. М.: Энас, 2001. 152 с. 143

9. Внутреннее освещение ПП. Нормы технологического проектирования. Проектирование осветительных электроустановок промышленных предприя-тий. Внутреннее освещение. М.: Стройиздат, 1996. 168 с. 143

Библиографический список ….………………………………………….….......90

Приложение 1

Приложение 2

Введение

Системой электроснабжения называется комплекс устройств, предназначенных для производства, передачи и распределения электроэнергии.

Сложность вопросов проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий заключается в оптимальном, рациональном и эффективном решении этой проблемы. Именно комплексное решение данной задачи в совокупности с необходимыми требованиями и стандартами электроснабжения позволяют экономически и технически грамотно работать всему предприятию.

Одними из самых прогрессивных мер в этом направлении являются мероприятия по сбережению энергоресурсов и, следовательно, уменьшению энергоемкости выпускаемой продукции, что приводит к снижению её себестоимости и повышению конкурентоспособности. Оптимальное сочетание экономических и технических решений при проектировании систем электроснабжения совместно с внедрением энергосберегающих технологий есть наиболее существенная мера решения этой задачи.

Качество электроэнергии в нашей энергосистеме часто не удовлетворяет нормам установленным ГОСТом 13109-97. В этом повинны, как правило, предприятия, на которых не всегда соблюдаются правила устройств электроустановок, а также не применяются технические решения по уменьшению влияния электроприемников (полупроводниковые преобразователи, вентильные электроприводы, дуговые печи, и т.д.) на качество электроэнергии.

Технически правильное решение при создании систем электроснабжения исключает появление недопустимых отклонений параметров электроэнергии (падение напряжения), неравномерное распределение токов по фазам, удорожание ремонтных, монтажных и эксплуатационных работ. Все это влияет на производительность предприятия и качество продукции.

Проект электроснабжения предприятия должен учитывать возможность дальнейшего развития и укрупнения производства и связанного с этим увеличения потребляемой мощности.

Основной целью задания ставится закрепление полученных на протяжении всего курса обучения знаний, получение опыта проектирования системы электроснабжения конкретного предприятия и подготовка к выполнению дипломного проекта.